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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENERGIA ELÉTRICA MESTRADO MARCOS ANTÔNIO ALVES DA SILVA DESENVOLVIMENTO DE UM APLICATIVO PARA GERENCIAMENTO DA MANUTENÇÃO DO SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA DA UFRN, UTILIZANDO O CÓDIGO QR COMO FERRAMENTA DE ACESSO AO PLANO DE MANUTENÇÃO Natal/RN Agosto de 2017
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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
CENTRO DE TECNOLOGIA
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENERGIA ELÉTRICA MESTRADO
MARCOS ANTÔNIO ALVES DA SILVA
DESENVOLVIMENTO DE UM APLICATIVO PARA
GERENCIAMENTO DA MANUTENÇÃO DO SISTEMA ELÉTRICO DE
POTÊNCIA DA UFRN, UTILIZANDO O CÓDIGO QR COMO
FERRAMENTA DE ACESSO AO PLANO DE MANUTENÇÃO
Natal/RN
Agosto de 2017
MARCOS ANTÔNIO ALVES DA SILVA
DESENVOLVIMENTO DE UM APLICATIVO PARA
GERENCIAMENTO DA MANUTENÇÃO DO SISTEMA ELÉTRICO DE
POTÊNCIA DA UFRN, UTILIZANDO O CÓDIGO QR COMO
FERRAMENTA DE ACESSO AO PLANO DE MANUTENÇÃO
Dissertação de Mestrado apresentada à
Universidade Federal do Rio Grande do Norte
- UFRN como parte das exigências do
Programa de Pós-Graduação em Energia
Elétrica para a obtenção do título de mestre.
Orientador: Prof. Dr. José Luiz da Silva Junior
Natal/RN
Agosto de 2017
MARCOS ANTÔNIO ALVES DA SILVA
DESENVOLVIMENTO DE UM APLICATIVO PARA
GERENCIAMENTO DA MANUTENÇÃO DO SISTEMA ELÉTRICO DE
POTÊNCIA DA UFRN, UTILIZANDO O CÓDIGO QR COMO
FERRAMENTA DE ACESSO AO PLANO DE MANUTENÇÃO
Dissertação de Mestrado apresentada à
Universidade Federal do Rio Grande do Norte
- UFRN como parte das exigências do
Programa de Pós-Graduação em Energia
Elétrica para a obtenção do título de mestre.
BANCA EXAMINADORA
______________________________________________________
PROF. DR. JOSÉ LUIZ DA SILVA JÚNIOR (Presidente)
______________________________________________________
PROF. DR. JOSE TAVARES DE OLIVEIRA
______________________________________________________
PROF. DR. MARCOS ANTONIO DIAS DE ALMEIDA
______________________________________________________
PROF. DR. HUMBERTO DIONÍSIO DE ANDRADE (EXAMINADOR EXTERNO)
Natal/RN
Agosto de 2017
FICHA CATALOGRÁFICA
Universidade Federal do Rio Grande do Norte – UFRN
Sistema de Bibliotecas – SISBI
Catalogação da Publicação na Fonte - Biblioteca Central Zila Mamede
Silva, Marcos Antônio Alves da.
Desenvolvimento de um aplicativo para gerenciamento da manutenção do sistema elétrico de potência da
UFRN, utilizando o código QR como ferramenta de acesso ao plano de manutenção / Marcos Antônio Alves da
Silva. - 2017.
97 f. : il.
Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Centro de Tecnologia, Pós-
Graduação em Energia Elétrica. Natal, RN, 2017.
Orientador: Prof. Dr.José Luiz da Silva Júnior.
1. Engenharia elétrica – Dissertação 2. Sistema elétrico de potência – Dissertação. 3. Manutenção preventiva -
Dissertação. 4. Código QR – Dissertação. 5. Manutenção preditiva - Dissertação. I. Silva Júnior, José Luiz da. II.
Título.
RN/UF/BCZM CDU 621.31
Dedico este trabalho a Maria Pereira da Silva (in memoriam), minha mãe, a maior responsável pela
minha formação cidadã. Dedico ainda a minha família, esposa e filhos, cuja paciência foi fundamental
para o foco necessário ao desenvolvimento do trabalho.
AGRADECIMENTOS
Meus sinceros e profundos agradecimentos à instituição UFRN que tem mudado a
vida de muitos potiguares, sendo a minha pessoa mais um deles. Ao professor José Luiz da
Silva Júnior cuja paciência e força o colocam em lugar de admiração e respeito. A equipe de
manutenção da UFRN, estagiários, bolsistas, eletricistas e engenheiros eletricistas da INFRA,
pois todos deram contribuições indispensáveis à construção deste trabalho.
RESUMO
É perceptível que, há algum tempo, a sociedade vem passando por um processo de
organização da informação em suas práticas e procedimentos, proporcionando grandes
avanços para a comunicação e o armazenamento de dados, despertando nas instituições
públicas e privadas a necessidade de adaptação e aperfeiçoamento contínuo no tratamento de
seus processos. Nesse contexto, apresenta-se uma proposta para a estruturação de um plano de
manutenção de equipamentos elétricos, voltada para a manutenção preventiva, baseada no
gerenciamento da informação de todos os equipamentos de um sistema de distribuição de
energia elétrica. Dessa forma, partindo da análise das técnicas mais modernas de
gerenciamento da manutenção elétrica, define-se uma que melhor se enquadre na realidade do
sistema elétrico de potência da Universidade Federal do Rio Grande do Norte – UFRN,
construindo-se um estudo de caso através do desenvolvimento de um sistema de
gerenciamento da manutenção baseado no cadastro de todos os seus componentes, cujo
conteúdo reúna os aspectos de geração de relatório de inspeção, manutenção preventiva e
corretiva e cadastro dos dados técnicos dos equipamentos elétricos, constituindo um banco de
dados estruturado em ACCESS acessível via código QR nos locais de instalação.
Palavras-chave: Gerenciamento da manutenção; Manutenção preventiva; Manutenção
preditiva; Manutenção corretiva; Código QR; Banco de dados; ACCESS.
ABSTRACT
It is noticeable that, for some time, society has been undergoing a process of
information organization in its practices and procedures, providing significant advances for
communication and data storage, raising in the public and private institutions the awareness of
the need for continuous adaptation and improvement as it concerns the treatment of their
processes. Within this context, we introduce a proposal to draw up an electric maintenance
plan on whose stakeholders enjoy a systematic approach focused on preventive maintenance,
based on the management of information of all elements of the electrical energy system.
Accordingly, starting from the analysis of the most modern techniques of electric
maintenance management, we can define one that better fits the reality of the electric power
system of the Federal University of Rio Grande do Norte – UFRN, thereby drawing up a case
study through the development of a management system based on the registration of all its
elements, whose content gathers the aspects related to the generation of inspection reports,
corrective and preventive maintenance, and registration of technical data on the electric
equipment, building a database structured in ACCESS accessible by means of QR code in the
places where the equipment will be installed.
Keywords: Maintenance management; Preventive maintenance; Predictive maintenance; Corrective
maintenance; QR code; Database; ACCESS.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Logomarca do SIGEMAN ELÉTRICA ................................................................... 19
Figura 2 - Organograma da Coordenadoria de Manutenção Elétrica ....................................... 21
Figura 3 - Diagrama Unifilar de um SEP .................................................................................30
Figura 4 - Pátio da SE 69 kV da UFRN ................................................................................... 32
Figura 5 - Diagrama unifilar da rede de distribuição do campus da UFRN ............................. 34
Figura 6 - Diagrama de blocos de um sistema de gerenciamento de manutenção ................... 36
Figura 7 - Funcionalidades do SIGEMAN – ELÉTRICA ........................................................ 46
Figura 8 - Acesso aos dados de equipamentos elétricos via Código QR ................................. 58
Figura 9 - Barra de menus do SIGEMAN – ELÉTRICA ......................................................... 59
Figura 10 - Tela de relatórios de manutenções ......................................................................... 60
Figura 11 - Código QR ............................................................................................................. 63
Figura 12 - Código bidimensional versus código de barras ..................................................... 63
Figura 13 - Esquema mostrando a leitura do código QR ......................................................... 65
Figura 14 - Selo de garantia de procedência via código QR .................................................... 67
Figura 15 - Demonstração de compartilhamento de localização por código QR ..................... 67
Figura 16 - Acesso aos dados de manutenção por código QR ................................................. 67
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - SEs abrigadas .......................................................................................................... 13
Tabela 2 - SEs abrigadas/aéreas ............................................ Erro! Indicador não definido.13
Tabela 3 - GMGs em operação - campus central ..................................................................... 13
Tabela 4 - GMGs em processo de instalação ........................................................................... 13
Tabela 5 - Apresentação de problemas ocasionados por falta de manutenção preventiva ....... 15
Tabela 6 - Evolução da manutenção no Brasil ......................................................................... 24
Tabela 7 - Qualificação mínima exigida dos profissionais de um SEP .................................... 40
Tabela 8 - Plano de manutenção para transformador de potência até 750 KVA ...................... 48
Tabela 9 - Plano de manutenção para disjuntor 69 kV ............................................................. 48
Tabela 10 - Itens de verificação nas inspeções de rotina das SE´s ........................................... 51
Tabela 11 - Itens de reposição para grupos motores geradores ................................................ 54
Tabela 12 - Itens de verificação nas manutenções de rotina dos GMG´s................................. 55
Tabela 13 - Inspeções em Transformadores de Potência 69 kV............................................... 56
Tabela 14 - Instruções para diligências em válvulas e relés de transformadores de potência
69 kV ..................................................................................................................... 57
Tabela 15 - Tela de registro de ocorrências..............................................................................61
Tabela 16 - Capacidade de armazenamento do código QR versus tipo de caractere
utilizado...............................................................................................................66
LISTA DE ABREVIATURAS
ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas
ABRADEE Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica
ACCESS Sistema de Gerenciamento de Banco de Dados
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
APR Análise Preliminar de Risco
ART Anotação de responsabilidade Técnica
CCSA Centro de Ciências Sociais aplicadas
CEDUC Centro de Educação
DDS Diálogo diário de segurança
DIMAN Diretoria de manutenção
DOL Departamento de Oceanografia e Limnologia
EAJ Escola Agrícola de Jundiaí
EC&T Escola de Ciência e Tecnologia
EPC Equipamento de proteção coletiva
EPI Equipamento de proteção individual
km Kilômetro
kV Kilo Volts
kVA Kilo Volts Amperes
MTE Ministério do Trabalho e Emprego
MVA Mega Volts Amperes
NBR Normas Brasileiras Regulamentadoras
NUPLAM Núcleo de Produção de Alimentos e Medicamentos
OT Ordem de Trabalho
PVO Pequeno Volume de óleo
REUNI Reestruturação das Universidades Federais
SE Subestação
SEP Sistema elétrico de potência
SF6 Hexafluoreto de enxofre
SIGEMAN Sistema de gerenciamento da manutenção
SINFO Superintendência de informática
SIPAC Sistema Integrado de Patrimônio a Administração de Contratos
TC Transformador de corrente
TP Transformador de potencial
INFRA Superintendência de Infraestrutura
PVO Pequeno volume de óleo
SUMÁRIO
1 JUSTIFICATIVA ............................................................................................................ 12
1.1 O TAMANHO DO SISTEMA ELÉTRICO DA UFRN ................................................. 12
1.2 A MANUTENÇÃO DO SISTEMA ELÉTRICO DA UFRN ......................................... 14
2 INTRODUÇÃO ............................................................................................................... 20
3 CONCEITOS E FUNÇÃO DA MANUTENÇÃO ............................................................. 21
3.1 TIPOS DE MANUTENÇÃO .......................................................................................... 24
3.1.1 Manutenção corretiva....................................................................................................... 25
3.1.2 Manutenção preventiva.................................................................................................... 26
3.1.3 Manutenção preditiva....................................................................................................... 28
3.2 SISTEMAS ELÉTRICOS DE POTÊNCIA – SEP ......................................................... 30
3.2.1 Geração de energia elétrica.............................................................................................. 30
3.2.2 Transmissão de energia elétrica....................................................................................... 31
3.2.3 Subestações de energia elétrica........................................................................................ 31
3.2.4 Distribuição de energia elétrica....................................................................................... 32
4 PLANOS DE MANUTENÇÃO ....................................................................................... 34
4.1 PLANOS DE MANUTENÇÃO: DEFINIÇÕES DAS ETAPAS .................................... 36
4.1.1 Gerenciamento de equipamentos.................................................................................... 37
4.1.2 Planejamento de inspeções no sistema elétrico............................................................... 37
4.1.3 Planejamento serviços de manutenção.............................................................................37
4.1.4 Definir interdependência entre tarefas............................................................................. 38
4.1.5 Gerenciar a execução de tarefas de manutenção: serviços e insumos............................. 38
4.1.6 Programar, gerenciar e registrar Serviços........................................................................ 41
4.1.7 Administração de contratos de serviço............................................................................ 42
4.1.8 Controle de padrões de serviços...................................................................................... 42
4.1.9 Recomendações............................................................................................................... 45
4.2 CONSTRUÇÃO DE PLANO DE INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS E
INSTALAÇÕES. ............................................................................................................ 48
4.2.1 Planos de execução de manutenções preventivas............................................................ 50
4.2.2 Informatização do plano de manutenção......................................................................... 58
5 METODOLOGIA DO DESENVOLVIMENTO DO ACESSO VIA CÓDIGO
QR.................... ......................................................................................................................... 61
5.1 Cadastro de equipamentos via código QR ....................................................................... 63
5.1.1 Código QR versus código de barras comum....................................................................64
5.1.2 Funcionalidades do código QR........................................................................................ 66
6 CONCLUSÕES..............................................................................................................69
7 SUGESTÃO PARA TRABALHOS FUTUROS.........................................................................70
REFERÊNCIAS .............................................................................................................. 71
ANEXO 1 - Acesso ao plano de manutenção do SIGEMAN-ELÉTRICA ..................... 73
ANEXO 2 - Tabela de sobressalentes – SE 69 kV .......................................................... 74
ANEXO 3 - Tabela de sobressalentes - distribuição 13,8 kV (redes de distribuição –
religadores, chaves e subestações abrigadas) .................................................................. 76
ANEXO 4 - Relação de serviços com linha viva 69/13,8 kV ........................................ 78
ANEXO 5 - Procedimentos operacionais para serviços de manutenção com linha viva,
método ao contato - procedimentos gerais ...................................................................... 83
ANEXO 6 - Tela de movimento de transformadores e equipamentos ............................ 91
ANEXO 7 - Relatório de inspeção de subestação abrigada 13,8 kV .............................. 92
ANEXO 8 - Programação anual de manutenção preventiva para subestações 13,8 kV
.........................................................................................................................93
ANEXO 9 - Programação anual de manutenção preventiva para GMGs ................................ 94
ANEXO 10 - Exemplo de acesso aos dados técnicos de equipamentos.......................................95
12
12
1 JUSTIFICATIVA
O caso concreto deste trabalho reflete o esforço da estruturação de um plano de
manutenção eficaz, voltado para as instalações elétricas de alta tensão no âmbito da
Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRN. A princípio, o plano piloto será
desenvolvido no campus central. A justificativa tem dois pilares de sustentação, sendo o
primeiro o tamanho e a complexidade do sistema elétrico da universidade e o segundo, a
apresentação das implicações, até agora, da falta de um planejamento da manutenção desse
sistema.
1.1 O TAMANHO DO SISTEMA ELÉTRICO DA UFRN
A infraestrutura elétrica da UFRN aumentou muito, acompanhando o aumento da área
construída, impulsionada principalmente pelo REUNI. Pode-se, de forma sucinta, apresentar o
panorama de toda essa infraestrutura de energia elétrica, a começar pelas subestações de
energia abrigadas e aéreas. As Tabelas de 1 a 4 tratam de forma resumida a apresentação
desta infraestrutura.
A UFRN possui uma subestação de 69/13,8 kV do tipo ao tempo, apresentado uma
capacidade nominal de 20 MVA, distribuindo a energia elétrica para suas unidades
acadêmicas, administrativas e de pesquisa através de seis alimentadores aéreos, constituídos
de cabos de cobre de bitolas 70 mm2
nos troncos e de 50 mm2
para os ramais de derivação. O
campus é dividido em seis zonas e o suprimento de energia é feito por subestações abrigadas
para as edificações e subestações aéreas para os circuitos de iluminação pública.
A universidade está enquadrada na categoria de consumidor grupo A, subgrupo A2,
sendo classificada na carteira de grandes clientes pela companhia energética do rio grande do
norte. O porte da UFRN lhe dá a condição de consumidor potencialmente livre, podendo
assim, comprar energia diretamente no mercado de comercialização, caso haja interesse. A
decisão pela contratação da companhia local tem relação com as possibilidades de cooperação
e trocas de experiências no âmbito da operação e manutenção de seu sistema elétrico.
13
13
Tabela 1 - SEs abrigadas
SUBESTAÇÃO POTÊNCIA kVA
CB 1500
IMD 1500
CEDUC/ SETOR V 1000
CAMPO FUT. 750
TVU 1000
BCZM 1000
GEO / DFTE 450
NTI 01 1000
ENG. TÊXTIL 300
C&T 1000
SETOR III / IV 450
CCHLA 500
NUT/ ENF 1000
NIT (NOVA) 1000
MINHOCÃO 1000
CCSA 1500
REITORIA 1500
NIT 02 1000
CCSA 1000
RU 500
NUPLAM 1000
CCET 500
DAS/ PROGESP 450
TOTAL 20.900 kVA
Fonte: Autoria própria
Tabela 2 - SEs abrigadas/aéreas
SE´s EXISTENTES POTÊNCIA kVA
SE´s ABRIGADAS 20.900
POT NOM SE´s AÉREAS 4987,5
POT NOM TOTAL 25887,5
Fonte: Autoria própria
Tabela 3 - GMGs em operação - campus central
Potência (kVA) Quantidade Total em
kVA 40 01 40 80 02 160
180 02 360
255 01 255
280 01 280
305 01 305
380 06 2280
560 01 560
700 06 4200
TOTAL 8.440 kVA Fonte: Autoria própria
14
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Tabela 4 - GMGs em processo de instalação
Potência (kVA) Quantidade Total em kVA
80 00 000 140 01 140
180 01 180
255 00 000
350 00 000
380 00 000
700 02 1400
TOTAL: 1.900 kVA Fonte: Autoria própria
Analisando esses números, tem-se uma dimensão do atual sistema elétrico da UFRN
cuja potência instalada ultrapassou os 25 MVA e mais de 10 MVA de geração a diesel,
somando vinte e cinco subestações abrigadas atendidas em 13,8 kV e outras trinta e três
subestações aéreas, além de mais uma subestação de 69 kV ao tempo com capacidade de 20
MVA nominais.
Toda essa infraestrutura não possui um planejamento adequado de manutenção. Não
existem rotinas de manutenção preventiva, nem, muito menos, padrões de procedimentos para
tomada de decisões, diante dos mais variados problemas que surgem no dia a dia de um
sistema elétrico de potência - SEP dessa dimensão. Além dessas subestações elétricas, ainda
existem mais de 14 km de redes aéreas de distribuição e vários ramais subterrâneos
espalhados pelo campus central, constituindo os ramais de entrada das subestações abrigadas.
1.2 A MANUTENÇÃO DO SISTEMA ELÉTRICO DA UFRN
A infraestrutura elétrica que constitui o SEP da UFRN não possui planejamento no
que diz respeito à manutenção de suas instalações e equipamentos. O que existe é um contrato
para execução de manutenção elétrica predial e outro para execução de novas instalações
elétricas.
A parte que envolve a rede de distribuição e subestações de energia não conta com
uma estratégia de manutenção, muito menos com pessoal qualificado para executar a
manutenção dessas instalações.
Essa situação tem implicações muito negativas para a conservação e o uso racional
desse sistema de distribuição. A Tabela 5 expõe alguns problemas que foram ocasionados
pela simples falta de manutenção preventiva básica, como limpeza e reaperto de conexões.
15
15
Somado a isso, existe ainda um processo de degradação que está se alastrando por todo a
rede, uma vez que a falta de medidas planejadas tem deixado vários elementos fora de
operação.
Tabela 5 - Apresentação de problemas ocasionados por falta de manutenção preventiva
Disjuntor 13,8 kV avariado devido
a um curto-circuito nos TCs. Os
pontos de conexão entre as barras
chatas e as câmaras de extinção de
arco apresentaram marcas de
sobreaquecimento. Abril de 2012
no EC&T. Interrupção de
3h18min.
Disjuntor 13,8 kV avariado devido
a um curto-circuito nos isoladores
de suporte das câmaras de extinção
de arco. Agosto de 2014 no
NUPLAM. Interrupção de
02h55min.
Isolador epóxi de chave de
comando simultâneo com
vazamento de tensão devido ao
excesso de sujeira. Julho de 2014
na CEDUC. A chave de comando
simultâneo ficou sem isolador e não
pode ser operada pela alavanca
basculante. Interrupção de
4h30min.
16
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Curto-circuito fase terra em chave
de comando simultâneo causado
por excesso de sujeira nos
isoladores. Outubro de 2015 no
DOL. A chave de comando
simultâneo foi substituída em um
desligamento não planejado.
Interrupção de 7 horas.
TP do disjuntor do EC&T
explodiu. O relé de proteção ficou
desativado. Fevereiro de 2012 no
EC&T. Interrupção de 1h49min.
TP do disjuntor da EAJ explodiu e
foi removido. O relé de proteção
ficou desativado. Julho de 2015 no
cubículo da EAJ. Interrupção de
4h19min.
17
17
TP do disjuntor da SE Campo de
Futebol explodiu e foi removido,
ficando o relé de proteção sem
alimentação elétrica. Novembro de
2016. Interrupção de 1h25min.
TP do disjuntor da SE CCSA
explodiu e foi removido, ficando o
relé de proteção desativado. Janeiro
de 2015. A garantia substitui o TP.
Interrupção de 1h33min.
Isolador epóxi de chave de
comando simultâneo com
vazamento de tensão devido ao
excesso de sujeira. Março de 2015
no DOL. A chave de comando
simultâneo foi substituída
novamente. Interrupção de
6h12min.
18
18
Isolador epóxi de chave de
comando simultâneo com
vazamento de tensão devido ao
excesso de sujeira. Setembro de
2015 no DOL. A chave de
comando simultâneo foi substituída
novamente. Interrupção de
4h57min.
Fonte: Autoria própria
É inconcebível que um SEP dessa magnitude não tenha um plano de manutenção e
operação que observe práticas modernas de gerenciamento, a fim de aumentar a vida útil de
seus elementos e organizar a administração do mesmo, garantindo, assim, que sejam tomadas
decisões estrategicamente elaboradas em caso de eventualidades operacionais. Diante do
exposto, desenvolve-se um plano de manutenção para o SEP da UFRN, tendo como
condições almejadas boas práticas de manutenção preventiva através da avaliação técnica
periódica dos equipamentos e seguindo um planejamento periódico cuja abrangência
englobará o sistema 69/13,8 kV.
Esse plano de manutenção será desenvolvido a partir do cadastro dos equipamentos
elétricos em um banco de dados estruturado em plataforma ACCESS, sendo possível acessar
as informações sobre a programação da manutenção de um equipamento elétrico, suas
características técnicas e histórico de manutenções e de avarias. Outro objetivo é desenvolver
mecanismos de solução de manutenção especializada através de contratação mais adequada e
economicamente viável para a instituição. Todas essas funcionalidades principais, associadas
a outras secundárias, serão integradas em um sistema de gerenciamento denominado
SIGEMAN – ELÉTRICA que deverá constituir um módulo do Sistema Integrado de
Patrimônio e Administração de Contratos - SIPAC, ficando localizado no menu
INFRAESTRUTRURA, submenu DIMAN, possuindo também seus submenus. Na Figura 1 é
apresentada uma imagem da logomarca do sistema de gerenciamento.
19
19
Figura 1 - Logomarca do SIGEMAN ELÉTRICA
Fonte: Autoria própria
20
20
2 INTRODUÇÃO
Os sistemas elétricos de potência, assim como qualquer obra da engenharia, requerem
um planejamento para serem operados e mantidos em funcionamento. Isto compreende a
essência da manutenção e será objeto de análise para a elaboração de um plano de
manutenção no âmbito das instalações de distribuição de energia elétrica da Universidade
Federal do Rio Grande do Norte – UFRN.
Primeiramente será apresentada uma justificativa plausível que apresente de forma
objetiva a real necessidade de se implementar um plano de manutenção. Após conhecidos os
motivos que levaram ao desenvolvimento desta ação, elencam-se os conceitos correlatos, a
fim de buscar na literatura técnica conhecimentos que mostrem soluções de manutenção,
contextualizando na história a evolução de suas metodologias até os dias atuais.
Em seguida, aborda-se que informações e rotinas estão alinhadas com o plano de
manutenção pretendido, realçando sua estrutura customizada e apresentando cuidadosamente
os desdobramentos técnicos necessários ao cumprimento do plano.
Em outro capítulo será feita uma pesquisa que tem objetivo de possibilitar o acesso ao
banco de dados do plano de manutenção através de tecnologia mobile, ocasião em que será
pesquisada a tecnologia de códigos QR em processos de acesso a informações. Será
apresentada a tecnologia, sua diversidade e enfim, o seu enquadramento, de fato, no estudo de
caso.
Por fim, são evidenciadas as conclusões acerca da pesquisa, mostrando as dificuldades
e desafios encontrados, os resultados alcançados e uma proposta de trabalho futuro que tem o
propósito de aprimorar ainda mais as aplicações práticas encontradas.
O sistema de gerenciamento será utilizado pela coordenadoria de manutenção elétrica
e em suas seções, cujos objetivos são exatamente manter o sistema em operação, zelar pelas
rotinas de manutenção e administrar as ações que impactam diretamente na conservação de
seus componentes. Sob esses aspectos, o sistema está localizado no organograma conforme
indica a Figura 2.
21
21
Figura 2 – Organograma da Coordenadoria de Manutenção Elétrica
Fonte: Autoria própria
O desenvolvimento desse sistema segue os conceitos e aplicações modernas da
manutenção, e, sendo assim, uma análise conceitual será desdobrada, a fim de alinhar os
propósitos pretendidos com os fundamentos acadêmicos já consagrados.
3 CONCEITOS E FUNÇÃO DA MANUTENÇÃO
Um "Serviço" é um conjunto de atividades interconectadas com um propósito bem
claro e definido, e que, como um todo, incorpora um benefício de valor e para o qual se deseja
um controle sistematizado de medidas de conservação e avaliações de elementos pertencentes
a um SEP. Assim, um Serviço pode ser uma Ordem de Trabalho ou muitas Ordens de
Trabalho com um dado fim. A função da manutenção é sistematizar a utilização de serviços
com o propósito de maximizar a durabilidade dos elementos de um sistema através dos
requisitos da mantenabilidade.
Segundo a NBR 5462 (1994, p. 6), o conceito de manutenção é “a combinação de
todas as ações técnicas e administrativas, incluindo as de supervisão, destinadas a manter ou
recolocar um item em um estado no qual possa desempenhar uma função requerida”.
O nível da organização da manutenção de um país traduz as peculiaridades de seu
estágio de desenvolvimento industrial. A partir do momento em que começa a ocorrer à
obsolescência dos equipamentos e instalações, surge a necessidade da adoção de técnicas e de
22
22
procedimentos de manutenção, procedimentos esses que estão cada vez mais informatizados,
devido principalmente ao avanço da informática.
Foi nos países europeus e de origem anglo-saxônica onde a organização da
manutenção iniciou-se, em razão da maior antiguidade dos seus parques industriais, visto que
esses países foram os primeiros a experimentar o desenvolvimento industrial. Surgiu, então, a
palavra manutenção, maintenance, manutention:
“De uma forma geral, a manutenção constitui-se na conservação de todos os equipamentos, de forma
que todos estejam em condições ótimas de operação quando solicitados ou, em caso de defeitos, estes
possam ser reparados no menor tempo possível e da maneira tecnicamente mais correta” (CÂMARA,
2002, p. 4).
Outros estudiosos do assunto assim definem a manutenção:
Segundo Moubray (1997, p.6), a função manutenção assegura que os ativos físicos
continuem fazendo tudo aquilo que seus usuários querem que eles façam.
Para Pinto (1998, p. 22), a manutenção deve garantir a disponibilidade da função dos
equipamentos atendendo à produção, mas preservando o meio ambiente, com confiabilidade,
segurança e custos adequados.
Para Tavares (1996, p. 36), a manutenção se constitui de todas as ações necessárias
para que um item seja conservado ou restaurado, de modo a poder permanecer de acordo com
uma condição especificada.
Xenos (1998, p.20) definiu as atividades de manutenção de equipamentos como as
ações necessárias para manter as condições de operação e seu desempenho pelo
restabelecimento de eventuais deteriorações dessas condições.
A partir de então, todas as grandes e médias empresas na Europa e América anglo-
saxônica decidiram concentrar grandes esforços em treinamento do pessoal nas técnicas de
organização e gerenciamento da manutenção, surgindo vários modelos de planos de
manutenção, cada um customizado para um ramo industrial.
O início do desenvolvimento industrial brasileiro foi marcado pela observação de
baixa produtividade industrial, baixa taxa de utilização anual e elevados custos de operação e
23
23
de produção, refletiam exatamente um baixo nível ou até inexistência quase completa de uma
estrutura, ainda que mínima do planejamento da manutenção.
Todavia, com o passar do tempo, o parque industrial brasileiro atingiu certa
maturidade, passou a sentir a necessidade de reestruturação de sua filosofia da organização da
manutenção. Desse modo, atualmente, já se percebe um interesse maior nesse sentido e pode-
se até dizer que a manutenção ganha o seu destaque no processo produtivo, como não poderia
deixar de ocorrer, e isso em benefício próprio das empresas e indústrias.
Segundo Câmara (2002, p. 4) nos últimos 30 anos, a atividade de manutenção tem
passado por mais mudanças do que qualquer outra. As principais causas dessas mudanças
foram:
1. Aumento rápido do número e diversidades dos itens físicos (instalações,
equipamentos e edificações) que têm que ser mantidos;
2. Projetos cada vez maiores e mais complexos;
3. Desenvolvimento de técnicas de manutenção modernas, gerenciadas por softwares;
4. A organização e as responsabilidades sobre manutenção passaram a ter um enfoque
maior por parte das empresas públicas e privadas.
A razão fundamental para se conferir importância à manutenção é que não basta
somente investir e construir uma planta industrial para um sistema elétrico, faz-se necessário
que o tempo de utilização anual do sistema em condições de produção próximas da máxima
seja o maior possível e, simultaneamente, sejam otimizados a duração de vida útil dos
equipamentos elétricos e os custos de manutenção.
O conseguimento dessa otimização do fornecimento de energia elétrica por um SEP,
por exemplo, requer a existência de uma equipe profundamente especializada na manutenção
da organização e que tenha implantado, dentro do organograma, em um nível adequado de
hierarquia que lhe permita plenas condições de trabalho. Serão apresentados momentos
diferentes da história em que se percebe uma evolução no foco dado às formas de gerenciar e
conduzir as técnicas de manutenção, implicando em resultados com impactos positivos na
confiabilidade, disponibilidade e manutenibilidade. A Tabela 6 expõe a evolução da
manutenção no Brasil:
24
24
Tabela 6 - Evolução da manutenção no Brasil
Primeira Geração Segunda Geração Terceira Geração
1930 a 1940 1940 a 1970 1970 a 2000
AUMENTO DA EXPECTATIVA EM RELAÇÃO À MANUTENÇÃO
Conserto após a
falha.
Disponibilidade crescente;
Maior vida útil do
equipamento.
Maior disponibilidade e
confiabilidade;
Melhor custo benefício;
Melhor qualidade dos
produtos;
Preservação do meio
ambiente.
MUDANÇAS NAS TÉCNICAS DE MANUTENÇÃO
Conserto após a
falha.
Computadores grandes e
lentos;
Sistemas manuais de
planejamento e controle do
trabalho;
Monitoração do tempo.
Monitoração de condições;
Projetos voltados para a
confiabilidade e
manutenibilidade;
Análise de risco;
Computadores pequenos e
rápidos;
Softwares potentes;
Análise de modos e efeitos das
falhas (FMEA);
Grupos de trabalhos
Multidisciplinares.
Fonte: Câmara (2002, p. 5).
3.1 TIPOS DE MANUTENÇÃO
A evolução da manutenção ao longo do tempo é resultado do aperfeiçoamento que ela
passou para melhor aproveitar a utilização de plantas industriais e de seus elementos, cuja
variedade e complexidade apenas aumentaram. Essa evolução trouxe o conceito de alguns
tipos de manutenção, indicando estratégias diferentes para aspectos de manutenção peculiares.
Dessa forma, Pinto & Xavier (2001, p.35) classifica segundo as práticas básicas os tipos mais
difundidos de manutenção como: manutenção corretiva, manutenção preventiva e manutenção
preditiva.
25
25
3.1.1 Manutenção corretiva
Consiste na manutenção aplicada ao equipamento após a ocorrência de uma falha. É
uma ação voltada apenas para correção de falhas resultantes de avarias ou desgaste de um ou
mais elementos de um sistema ou de um equipamento.
Mirshawka e Olmedo (1993 apud Donas, 2004 p.18) conceituam a manutenção
corretiva relatando que a mesma é conduzida quando o equipamento falha ou cai abaixo de
uma condição aceitável de operação ou desempenho.
A manutenção corretiva pode ocorre de maneira não planejada, por ocasião de falhas
repentinas e inesperadas, pois não existindo acompanhamento do estado operacional da
instalação ou dos equipamentos, o mais provável é que avarias imprevisíveis realmente
venham à tona e acabem se tornando realidade. Esta definição de manutenção corretiva é
confirmada por Pinto & Xavier (2001, p. 37).
A manutenção corretiva é viável em instalações e equipamentos de baixo custo de
produção, em que a reposição de pôr novo ou a disponibilidade de um reserva é menor que o
custo da aplicação de outros métodos de manutenção, sendo interessante a intervenção apenas
em momentos de falência operacional do equipamento. A compreensão deste entendimento
tem sua origem no que dispõe Pinto & Xavier (2001, p. 38).
Neste contexto pode-se afirmar que este tipo de manutenção também deve abranger
equipamentos cujas características impliquem em um curto ciclo de vida, em função de
obsolescência tecnológica, por exemplo, medidores de energia, relés digitais e medidores de
temperatura digitais. Na medida em que são alcançados novos avanços, surge a necessidade
de equipamentos mais atualizados a novas tecnologias, resultando em uma rápida substituição
dos mesmos, não tendo muitas vezes viabilidade técnica e econômica de se executar uma
manutenção planejada, uma vez que a obsolescência foi mais rápida do que a vida útil do
equipamento ou instalação.
Desta forma, após detecção de falha destes componentes, devem ser substituídos por
outros mais modernos, caracterizando uma manutenção corretiva em nível de substituição de
instrumentos e não consertos pontuais.
Contudo, esses casos devem ser enfrentados como excepcionalidades. A utilização da
manutenção corretiva como estratégia para todos os equipamentos de um SEP apresenta
problemas que impactam negativamente no processo de trabalho ou linha produtiva, pois ao
optar-se pela utilização dessa filosofia de manutenção, fica o sistema e seus componentes
reféns das falhas inesperadas e defeitos em cascata, provocando maior tempo de parada para
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26
manutenção, aumento expressivo dos custos para conserto, produzindo situações de
insegurança para os profissionais e diminuição da operosidade e confiabilidade dos
equipamentos. Esta conclusão é expressamente defendida por Xenos (1998, p. 23).
3.1.2 Manutenção preventiva
A manutenção preventiva tem como princípio garantir a continuidade do
funcionamento de um sistema por meio de intervenções planejadas periodicamente, nas quais
são adimplidos os serviços necessários para deixar os níveis de desempenho e confiabilidade
requeridos pelo sistema dentro de padrões desejáveis de operacionalidade.
A definição formal de manutenção preventiva pela análise de Pinto e Xavier (2001, p.
39) traduz a mesma como a atuação realizada de forma a reduzir ou evitar a falha ou queda de
desempenho, obedecendo a um plano previamente elaborado, baseado em intervalos definidos
de tempo.
O princípio básico da manutenção preventiva é determinar o período em que há maior
probabilidade de ocorrer uma falha em um determinado componente do equipamento ou
sistema e agir no sentido de substituir esse componente antes que sua vida útil chegue ao fim,
assim, evita-se que o equipamento pare de maneira casual.
A implantação da manutenção preventiva encontra maior dificuldade na identificação
correta do período de tempo em que devem ser realizadas as intervenções em uma instalação
ou determinado componente de um equipamento. Se o período é subestimado, o custo será
inviável, pois componentes estarão sendo repostos muito antes do período de sua falência,
motivo pelo qual ainda poderiam funcionar por tempo maior, considerando a mobilização de
mão de obra desnecessária e suspensões das atividades do sistema ou equipamento. Pelo
contrário, avaliando-se de modo superestimado a vida útil do componente, é extremamente
elevado o risco de o sistema ou equipamento fracassar de forma intempestiva.
Uma maior confiabilidade na programação da manutenção preventiva requer a busca
de uma grande quantidade de informações acerca do equipamento que se pretende manter.
Essa busca de informações se inicia com o cadastro de todos os equipamentos,
concentrando os dados dos mesmos, como características técnicas, localização, estimativa de
vida útil e estoque de peças sobressalentes e contatos de empresas que atuam no fornecimento
e reparo dos mesmos. O levantamento dessas informações servirá de base para organização
das fichas dos equipamentos, nas quais a cada intervenção nos equipamentos serão registrados
27
27
os dados relativos à data da ocorrência, número de série do equipamento, motivo da falha,
material utilizado no reparo, tempo gasto durante o reparo etc., que formarão o histórico do
equipamento, tornando possível aprimorar cada vez mais o processo de manutenção
preventiva; pois, além das informações de projeto, passa-se a registrar as características e o
tempo de vida útil reais dos componentes do equipamento.
A informação acerca dos equipamentos elétricos, ou instalações servirá de orientação
para a definição da ordem de prioridades pela qual os mesmos estarão sujeitos à programação
da manutenção preventiva, devendo-se observar os preparativos abaixo apresentados:
Prontuário de procedimentos, informando detalhadamente, para cada equipamento do SEP,
os processos operacionais a serem efetuados, como inspeção termográfica, visual, limpeza,
reaperto de conexões, testes funcionais e de segurança, ferramental e materiais
sobressalentes utilizados, entre outras medidas que serão incrementadas ao longo da
efetivação do plano de manutenção (integração gradual e periódica).
Dimensionamento de peças sobressalentes para reposição: basicamente, devem ser
analisados dois pontos para definir a real necessidade de se ter em estoque um dado item
sobressalente, são eles:
Velocidade de obsolescência do item: equipamentos eletrônicos aplicados a sistemas
de automação normalmente possuem essa característica, sendo tecnicamente mais
vantajoso contratar a reposição com fornecimento de material, maneira pela qual se
consegue repor a peça ou instrumento e, ao mesmo tempo, inserir um item atualizado
e com funções tecnologicamente atualizadas.
Viabilidade técnica e econômica para se justificar o estoque de um item. Muitas
vezes não faz sentido nenhum estocar certo elemento do sistema devido ao seu
elevado custo econômico, ou até mesmo, as implicações técnicas que decorrem das
dificuldades de armazenamento e conservação. Por exemplo, para o caso de um SEP,
o qual possui apenas dois transformadores de 69 kV, 10 MVA, seria uma medida
surreal ter como objetivo a guarda de um transformador deste como sobressalente.
Periodicidade de inspeções em instalações, equipamentos e redes de distribuição de
energia elétrica: segundo a norma NBR-5419, a inspeção para emissão de laudos de
SPDAs deverá ser anualmente; demais partes das instalações dependem do nível de
complexidade e do estado físico das mesmas. Desse modo, as inspeções devem obedecer
às recomendações da norma NBR-5410 quando se tratar de instalações de baixa tensão e à
norma NBR-14039, a qual trata de instalações em alta tensão.
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Dimensionamento da equipe técnica de execução:
Definir de forma objetiva a programação das manutenções de rotina,
preferencialmente elaborar um checklist para servir de orientação.
Efetuar o Registro de atividades efetuadas para serem lançadas no histórico de
manutenção do equipamento/instalação.
A implementação da manutenção preventiva apresenta ganhos expressivos quanto à
utilização somente da manutenção corretiva. As vantagens mais evidentes são a redução do
estoque de sobressalentes, da quantidade de paradas não planejadas e aumento da
confiabilidade dos equipamentos e instalação.
Como desvantagem, existe a possibilidade de se introduzir no sistema elementos que
acabem sendo fontes de novas falhas, justamente quando se adquire produtos com descuidos
nas especificações, induzindo problemas antes inexistentes. Essa desvantagem pode ser
controlada com a adoção de medidas rigorosas de especificação a fim de eliminar a
possibilidade de aquisição de produtos incompatíveis ou de baixa qualidade no SEP. Algumas
medidas simples como citar normas técnicas, laudo de ensaios com ART do profissional,
termo de garantia e assistência técnica local podem filtrar fornecedores indesejados.
3.1.3 Manutenção preditiva
Neste tipo de manutenção, o equipamento é monitorado periodicamente, pois seus
principais parâmetros são acompanhados através de medições cujos resultados são
comparados com valores padrões. Os resultados dessas análises de medições vão servir de
base para se chegar à conclusão se algum elemento está com probabilidade de falhar.
Pinto e Xavier (2001, p.41) discorreram: a manutenção preditiva é a atuação realizada
com base em modificação de parâmetro de condição ou desempenho cujo acompanhamento
obedece a uma sistemática.
O método abordado faz uso da medição de parâmetros como vibração, temperatura,
nível de ruído, pressão, análises químicas e qualquer outra técnica que obtenha por meio do
acompanhamento sistemático informações sobre o estado e condições operacionais do sistema
ou parte dele. Essas informações são, então, comparadas com os padrões desejados cujos
resultados servirão de base para a intervenção da manutenção. O teor das informações será
fundamental para se determinar o momento adequado para a execução da manutenção.
As técnicas de manutenção preditiva são apropriadas para detectar os defeitos de
funcionamento sem paralisação do equipamento ou sistema, dando tempo suficiente para
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29
programar as intervenções de manutenção necessárias.
Segundo Almeida (2003, p. 4), o monitoramento regular das condições mecânicas
reais das máquinas e do rendimento operativo dos sistemas de processo assegurará o intervalo
máximo entre os reparos. A manutenção preditiva minimiza o número e o custo das paradas
não planejadas criadas por falha no equipamento. Ao se estabelecer a manutenção preditiva
no plano de manutenção, elevam-se os índices de disponibilidade dos equipamentos e os
custos da manutenção são atenuados e planejados. Sendo assim, a manutenção preditiva pode
ser equiparada à manutenção preventiva condicionalmente acionada.
Os principais objetivos da implementação da manutenção preditiva são:
aumentar a disponibilidade dos equipamentos, reduzindo os riscos de acidentes
e interrupções inesperadas do sistema;
acabar com reposições prematuras de sobressalentes;
atenuar prazos e custos das intervenções, uma vez que há conhecimento
antecipado das avarias a serem reparadas;
elevar a vida útil dos equipamentos;
elevar a confiabilidade dos equipamentos;
fazer aquisições antecipadas de peças necessárias à programação de
manutenção, podendo ter mais tempo para pesquisas que resultem em compras
mais vantajosas.
Não obstante a manutenção preditiva proporcione confiabilidade e eficácia, ela não
pode ser empregada para todos os equipamentos e componentes, considerando que é
impossível a análise e a medição de todos os parâmetros que irão culminar no episódio de
uma falha.
O empirismo assegura que apenas uma pequena parcela das falhas é passível de serem
monitoradas, pois muitos são os aspectos técnicos por trás de sua constituição.
Portanto, a aplicação da manutenção preditiva requer algumas considerações como a
necessidade de um investimento inicial elevado para a implantação de sistemas de
monitoramento e na preparação da equipe para recolher e analisar os dados extraídos das
medições, bem como determinar quais os equipamentos e quais parâmetros realmente são
viáveis de monitoramento.
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30
3.2 SISTEMAS ELÉTRICOS DE POTÊNCIA – SEP
Segundo a NR-10 (2004, p.9) o Sistema Elétrico de Potência (SEP) é o conjunto das
instalações e equipamentos destinados à geração, transmissão e distribuição de energia
elétrica até a medição, inclusive. Conforme definição dada pela ABNT através das NBR
(Normas Brasileiras Regulamentadoras), especificamente a NR-10 (2004, p.8) considera-se
“alta tensão” a tensão superior a 1000 volts em corrente alternada ou 1500 volts em corrente
contínua, entre fases ou entre fase e neutro. Esta definição permite dividir o SEP em setores
segundo o nível de tensão utilizado. Logo, aparecem os setores de geração de energia elétrica,
transmissão de energia elétrica e distribuição de energia elétrica.
O SEP objeto do estudo de caso em curso não apresenta as etapas de geração e
transmissão, sendo constituído pelas etapas de distribuição e medições, sendo estas etapas
analisadas para a customização do plano de manutenção. A figura 3 a seguir ilustra um SEP.
Figura 3 – Diagrama Unifilar de um SEP
Fonte: Instalações Elétricas, Hélio Creder, 2016 (versão atualizada)
3.2.1 Geração de energia elétrica
Segundo Silva (2015, p. 66) a geração de energia elétrica consiste na obtenção e na
transformação da energia de fontes primárias, disponíveis em nosso planeta, em energia
elétrica. A geração de energia elétrica faz uso de diferentes tecnologias. As principais
aproveitam basicamente um movimento rotatório para gerar corrente alternada em um
alternador. O movimento rotatório pode proceder de uma fonte de energia mecânica direta,
como a corrente de uma queda d'água ou a velocidade do vento ou de um ciclo
31
31
termodinâmico.
Em um ciclo de produção de energia eólica, o vento passa através das pás de um rotor
e pelas forças de arrasto sobre as mesmas se consegue movimento rotatório em um eixo em
cuja extremidade um alternador produzirá eletricidade.
Na atualidade, a geração de energia elétrica é uma atividade humana essencial, já que
está diretamente relacionada com as necessidades primárias da humanidade. Todas as formas
de utilização das fontes de energia, sem exceção, tanto as convencionais como as
denominadas alternativas ou não convencionais, agridem em maior ou menor grau o meio
ambiente terrestre.
3.2.2 Transmissão de energia elétrica
Para Creder (2016, p. 6) a transmissão de energia significa o transporte de energia
elétrica gerada até os centros consumidores. Constituem o meio de transporte de energia
elétrica desde a fase de geração até a fase de distribuição, compreendendo processos de
elevação e rebaixamento de tensão elétrica, este último processo realizado em subestações
próximas aos centros de consumo.
Para o caso brasileiro, essa energia é transmitida em corrente alternada (60 Hz) em
elevadas tensões (138 a 750 kV). Os elevados potenciais de transmissão se justificam para
evitar as perdas por aquecimento e redução no custo de condutores e métodos de transmissão
da energia, com o emprego de cabos com menor bitola ao longo das imensas extensões a
serem transpostas, que conectam os geradores aos centros consumidores, os quais estão
localizados muito distantes dos mesmos.
3.2.3 Subestações de energia elétrica
A ANEEL em sua cartilha de acesso ao sistema de distribuição de 2011 define
subestação como um conjunto de instalações elétricas em média ou alta tensão que agrupa os
equipamentos, condutores e acessórios, destinados à proteção, medição, manobra e
transformação de grandezas elétricas. Funciona como ponto de controle e transferência de
cargas em um sistema de transmissão de energia elétrica, direcionando e controlando o fluxo
de carga energético, transformando os níveis de tensão e também funcionando como pontos
de entrega para consumidores industriais.
Durante o percurso desde as usinas até os centros consumidores, a eletricidade passa
32
32
por diversas subestações, onde aparelhos chamados transformadores aumentam ou diminuem
a sua tensão. Ao se elevar a tensão elétrica no início da transmissão, os transformadores
evitam a perda excessiva de energia ao longo do percurso. Ao rebaixarem a tensão elétrica
perto dos centros urbanos, permitem a distribuição da energia em níveis menores do que os
níveis de tensão da transmissão.
Embora mais baixa, a tensão utilizada nas redes de distribuição ainda não está
adequada para o consumo residencial e comercial imediato. Desse modo, faz-se necessária a
instalação de transformadores que diminuam ainda mais o nível de tensão, buscando fornecer
um nível de tensão adequado ao bom funcionamento dos aparelhos domésticos e máquinas
industriais. Esses transformadores, em sua grande maioria no Brasil, são instalados nos postes
das ruas, podendo ser das concessionárias ou dos próprios consumidores, dependendo do seu
porte.
No caso concreto, objeto da elaboração do plano de manutenção, todos os
transformadores de potência são de propriedade da UFRN e estão sob sua responsabilidade
operacional. Portanto, cabe à universidade preocupar-se com sua manutenção e operação. O
plano de manutenção contemplará os transformadores de potência de capacidade 10 MVA.
69/13,8 kV, os transformadores a seco e a óleo 13,8 kV/380-220V, disjuntores a gás SF6 69
kV, disjuntores PVO e a vácuo instalados em 13,8 kV, assim como os seus acessórios de
proteção e operação. A Figura 4 mostra a SE 69 kV da UFRN.
Figura 4 - Pátio da SE 69 kV da UFRN
Fonte: Autoria própria.
3.2.4 Distribuição de energia elétrica
A rede de distribuição de energia elétrica é um segmento do sistema elétrico de
potência, composto pelas redes elétricas primárias (redes de distribuição de média tensão até
34,5 kV) e redes secundárias (redes de distribuição de baixa tensão) cuja construção,
manutenção e operação são responsabilidade das companhias distribuidoras de eletricidade,
não tendo o consumidor nenhuma responsabilidade operacional ou de manutenção. Conceito
33
33
adaptado de CREDER (2016, P. 7)
Mas no caso concreto da UFRN, a mesma possui uma rede de distribuição de energia
funcionando como se fosse uma pequena distribuidora de energia elétrica e, portanto, é de sua
responsabilidade a sua operação e manutenção.
As redes de distribuição primárias são circuitos elétricos trifásicos a três fios (três
fases), ligados nas subestações de distribuição, normalmente construídas nas classes de tensão
15 kV, 25 kV ou 34,5 kV. Nessas classes de tensão, as tensões nominais de operação poderão
ser 11 kV, 12,6 kV, 13,2 kV, 13,8 kV, 21 kV, 23 kV, 33 kV, 34,5 kV. Os níveis de tensão
13,8 kV e 34,5 kV são padronizados pela legislação vigente, os demais níveis existem e
continuam operando normalmente.
Nas redes de distribuição primárias, estão instalados os transformadores de
distribuição, fixados em postes, cuja função é rebaixar o nível de tensão primário para o nível
de tensão secundário (por exemplo, para rebaixar de 13,8 kV para 380 volts). A UFRN
distribui em 13,8 kV, mas sua rede foi totalmente construída para um nível de tensão em 34,5
kV, dando mais proteção ao sistema.
As redes de distribuição secundárias são circuitos elétricos trifásicos a quatro fios (três
fases e neutro) que normalmente operam nas tensões (fase-fase/fase-neutro) 230/115 volts,
220/127 volts, 380/220 volts, essa última é padronizada em nosso caso concreto. Nessas redes
estão ligados os consumidores diversos e também as luminárias da iluminação pública.
Os consumidores grandes como prédios, lojas e mercados consomem mais eletricidade
e necessitam de transformadores individuais de capacidades variadas, tais como: 75 kVA,
112,5 kVA, 150 kVA e 225 kVA. Em alguns casos, a tensão de fornecimento é 380/220 volts
ou 440/254 volts. Todo o sistema de distribuição é protegido por um sistema composto por
disjuntores automáticos nas subestações onde estão ligadas as redes primárias, e com chave
fusível nos transformadores de distribuição, que em caso de curto-circuito desligam a rede
elétrica. A Figura 5 mostra um diagrama unifilar do SEP da UFRN.
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34
Figura 5 - Diagrama unifilar da rede de distribuição do campus da UFRN
Fonte: Diretoria de Projetos e Obras da UFRN, 2012.
4 PLANOS DE MANUTENÇÃO
Tudo o que a sociedade desenvolve necessita das intervenções dela própria para que as
coisas tenham uma serventia máxima, sem apresentar muitas avarias indesejadas de forma
extemporânea. Desse modo, surge o conceito de manutenção cuja finalidade reforça a
afirmação anterior.
Segundo a NBR 5462 (1994, p. 06), a definição de manutenção é:
[...] “Combinação de todas as ações técnicas e administrativas, incluído as de
supervisão, destinadas a manter ou recolocar um item em um estado no qual
possa desempenhar uma função requerida”.
Para Cabral (1998, p. 17), a manutenção “[...] é a combinação das ações de gestão,
técnicas e econômicas, aplicadas aos bens para otimização dos seus ciclos de vida,
entendendo-se por bem o produto concebido para assegurar uma determinada função”, mas
para ambos a manutenção tem como finalidade:
Redução de custos;
Evitar paradas com perdas de produção;
Diminuir os tempos de imobilização;
Reduzir os tempos de intervenção através de uma boa preparação de trabalho;
35
35
Reduzir o número de avarias;
Aumentar a segurança do serviço;
Aumentar o tempo de vida dos equipamentos;
Todos os pontos mencionados são alcançados através da adoção de medidas
estratégicas cuja filosofia depende das características técnicas do sistema e do seu tamanho
físico. Ao conjunto dessas medidas dá-se o nome de plano de manutenção.
Os sistemas e planos de manutenção hoje aplicados aos setores de geração,
transmissão e distribuição de energia elétrica apresentam estruturas bem complexas,
envolvendo diversas áreas (multidisciplinaridade), tais como administração, engenharia de
produção, estatística, entre outros, cujas conexões tecem um fluxograma que é a base da
tomada de decisões. Então, é imperativo afirmar que a falta de um plano de manutenção
constitui uma situação em que a resolução de problemas em um sistema é desprovida de um
padrão administrativo e operacional, induzindo a um processo de sucateamento crescente dos
seus componentes.
A manutenção não deve ser considerada como uma atividade isolada. Ela é parte
integrante do sistema desde o desenvolvimento do projeto, seja de uma instalação ou
equipamento, até a decisão pela desativação de algum destes.
A administração da manutenção tem a característica de acumular uma grande
quantidade de informações, em função de se fazer presente nos momentos de alterações
ocorridas com os equipamentos e instalações e dos problemas resultantes das conexões entre
eles. É fundamental que tais informações sejam registradas na forma de históricos a fim de
embasar os encaminhamentos de programações posteriores, sequenciando as ações de forma
coerente e de acordo com os prognósticos obtidos nas inspeções realizadas.
O desenvolvimento das atividades de manutenção requer o atendimento a alguns
requisitos básicos que, de acordo com as características das necessidades atendidas e com a
demanda solicitada, possuem maior ou menor influência no modo de atuação. A seguir são
apresentados os fatores mais comumente citados na literatura como importantes para
operacionalizar um setor de manutenção: Compras, Infraestrutura, Estrutura, Planejamento,
Forma de Atuação, Dimensionamento de Pessoal, Terceirização, Engenharia de Manutenção,
Indicadores, Cadastro de Equipamentos, Sistema para Gerenciamento da Manutenção,
Padronização e Metrologia.
O sistema para gerenciamento da manutenção constitui o fator de integração das
medidas estruturantes do setor de manutenção, passando por um processo de aperfeiçoamento
contínuo, uma vez que o sistema está em constante processo atualização, acompanhando a
36
36
própria evolução de seus componentes. Na Figura 6 é apresentado um diagrama de blocos que
engloba os processos que devem fazer parte de um sistema de gerenciamento de manutenção.
Figura 6 – Diagrama de blocos de um sistema de gerenciamento de manutenção
Fonte: Câmara (2002).
As etapas sugeridas no fluxograma anterior devem abranger funcionalidades
específicas, as quais deverão possuir profissionais dedicados a gerenciá-las. Logo, é salutar
definirmos, ainda que de forma sucinta e objetiva, cada uma delas.
4.1 PLANOS DE MANUTENÇÃO: DEFINIÇÕES DAS ETAPAS
A estruturação de um plano de manutenção requer uma análise detalhada da planta
objeto do plano. O estudo minucioso do sistema permitirá a indicação de cada etapa
necessária ao alcance dos objetivos a que se propõe o plano de manutenção.
Como resultados desta análise foram observados os seguintes desdobramentos:
gerenciamento de equipamentos, planejamento de inspeções, planejamento de serviços,
definir interdependência entre tarefas, gerenciar a execução de tarefas, programar e gerenciar
serviços, administração de contratos, controle de padrões de procedimentos e recomendações
técnicas. Na sequencia cada etapa é apresentada.
37
37
4.1.1 Gerenciamento de equipamentos
Esta etapa do plano de manutenção é bem abrangente e envolve desde o controle dos
equipamentos elétricos até máquinas e ferramentas utilizadas pela manutenção. Existem
softwares específicos aplicados nesta etapa, porém, para o caso em particular desta fase, será
feito um cadastro de todos os equipamentos do SEP da UFRN cujas informações técnicas do
mesmo, assim como histórico de avarias, testes e manutenções preventivas, ficarão
armazenados e acessíveis através de código QR, e, ainda, através de PC.
4.1.2 Planejamento de inspeções no sistema elétrico
Esta etapa será estruturada por meio de um procedimento de instrução, o qual deverá
contemplar a observância dos elementos do sistema elétrico de modo periódico e sistemático.
O profissional terá ao seu dispor um checklist que o orientará em sua inspeção cuja
periodicidade constará no plano de manutenção.
Esta etapa servirá de pressuposto e conterá as instruções para a intervenção de
manutenção preventiva, preditiva ou corretiva, ou seja, servirá de orientação para o
planejamento dos serviços. Todos os procedimentos deverão obedecer aos requisitos da NR-
10 e normas específicas.
4.1.3 Planejamento serviços de manutenção
Esse processo é quase instantâneo para serviços simples, mas pode demandar até
meses, no caso de planejamento de uma complexa parada de manutenção. Assim, para melhor
entendê-lo, convém a análise dos processos internos que o compõem.
Um serviço completo quase sempre é composto de vários serviços menores, sendo que
a menor unidade de um serviço constitui a "tarefa" (em alguns softwares de manutenção é
denominada de item ou etapa). Uma tarefa é caracterizada como uma atividade contínua,
executada por uma mesma equipe, com início e fim definidos no tempo.
Existem programas de computador que contêm Serviços Padrões (ou Ordens de
Serviço Padrões). Esses programas, nesse processo, permitem gerar as tarefas a partir de itens
dos serviços padrões. Convém avaliar a facilidade/dificuldade para realizar essa operação.
Considerando o caso particular do sistema elétrico da UFRN, a ordem de serviço de
manutenção será gerada a partir do relatório de inspeção elaborado pelo profissional
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38
habilitado cuja execução deverá ser realizada por profissional autorizado.
Segundo o que dispõe a NR 10 (2004, p. 5), profissional autorizado é aquele que:
[...] “São considerados autorizados os trabalhadores qualificados ou capacitados e
os profissionais habilitados, com anuência formal da empresa.”
4.1.4 Definir interdependência entre tarefas
Os serviços mais complexos são constituídos pela associação de um número razoável
de tarefas. Essa conjuntura impõe a definição de uma sequência em que as tarefas devem ser
executadas. Por exemplo, no documento CODI 1610 da ABRADEE, que trata de execução de
serviços de manutenção com linha viva em redes aéreas de distribuição, método ao contato, é
apresentada para várias tarefas a sequência operacional a ser seguida a fim de proceder, de
forma segura, à realização da manutenção pretendida. Nesse contexto, é necessário definir
quais etapas devem ser executadas primeiro e qual o tipo de vinculação entre elas. As
vinculações possíveis entre duas tarefas são:
término-início - uma tarefa só inicia quando sua antecessora é concluída;
início-início - uma tarefa só pode iniciar quando outra a ela vinculada também
é iniciada;
término-início/retardo - uma tarefa só inicia após certos intervalos de tempo do
término de outra etapa;
início-início/retardo - uma tarefa só inicia após ter decorrido certos intervalos
de tempo do início de outra tarefa.
Os sistemas que gerenciam os serviços de manutenção do dia a dia normalmente usam
apenas a vinculação término/início. Já os mais modernos sistemas de gerência de serviços de
parada de manutenção usam os quatro tipos de vinculações mencionados anteriormente. O
sistema de gerenciamento da manutenção do SEP da UFRN fará uso apenas da vinculação
término-início, pois não há programação de grandes paradas como se observam em indústrias
metalúrgicas, petroquímicas, celulose, cimento etc.
4.1.5 Gerenciar a execução de tarefas de manutenção: serviços e insumos
O início do planejamento das tarefas dar-se por meio de seu micro planejamento,
definido com antecedência, e registrando em um sistema informatizado os materiais que serão
utilizados no serviço, as ferramentas, os recursos humanos, duração estimada, detalhar
39
39
instruções, associar procedimentos, citar normas, gerar APRs, enumerar o passo a passo para
a execução da tarefa e estabelecer a relação entre tarefas, se houver, a fim de obedecer a uma
sequência operacional, dificultando retrabalhos e frustrações de efetivos mobilizados.
Esta etapa do processo implica ainda em determinar a dimensão dos recursos e em
quanto tempo um ou mais serviços podem ser executados completamente. É muito usado no
planejamento de paradas e denomina-se “nivelamento de recursos". Um processo útil à
manutenção, no que se refere ao dimensionamento de recursos, é o que permitiria uma
orçamentação prévia dos serviços com objetividade e rapidez, coisa possível de ser alcançada
somente através da informatização dos dados acumulados e sistematizados.
A viabilização desse processo por computador requer o cadastro prévio das tabelas de
serviços e de sobressalentes, fornecendo a composição de preços, sejam a de mão de obra por
hora ou por itens de serviços ou do fornecimento de peças de reposição cujos preços já
tenham sido objeto de pesquisa mercadológica e cadastrados no sistema de registro de preço
acessado pelo SIGEMAN – ELÉTRICA. Nos Anexo 2, 3 e 4, encontram-se as tabelas de mão
de obra e de sobressalentes, as quais são a base para a contratação de serviços especializados
de manutenção, sendo essa contratação estruturada e acessível no plano de manutenção, pois
um submenu permitirá gerar solicitações de serviços no SEP e requisições de materiais
sobressalentes. Os Anexos 2, 3 e 4 reúnem as fases de serviços e relação de materiais de
reposição necessários à operacionalização do plano de manutenção.
A partir desta etapa do processo, contempla-se o controle de disponibilidade de
recursos humanos e peças de reposição, ficando as ferramentas a cargo dos prestadores de
serviços. Desse modo, haverá um submenu para permitir o controle de estoques, dando
entrada e saída de itens e mostrando o estoque disponível de sobressalentes, compreendendo o
processo denominado "Administrar Estoques".
O controle de Estoques, na maioria das empresas, foi informatizado antes que o
restante dos procedimentos de manutenção. Por conseguinte, em muitas instituições, o setor
de Estoques é, organizacionalmente, desconectado da manutenção. Porém, é o setor de
manutenção o responsável pelos encaminhamentos acerca de compras de materiais e de
contratação de empresas prestadoras de serviços.
Já os serviços de manutenção de redes elétricas aéreas, subestação de 69 kV e
subestações abrigadas/aéreas 13,8 kV serão regidos por contratação de empresas
especializadas via pregão eletrônico. As empresas devem apresentar em seu quadro
engenheiros com acervo técnico em serviços de manutenção em SEP a fim de demostrarem
possuir capacidade técnica para execução dos trabalhos. Esses serviços devem ser executados
40
40
por profissionais qualificados, sendo necessário que tenham os seguintes cursos de
qualificação apresentados na Tabela 7 e atendimento às normas de segurança vigente, a saber:
NR-10 e NR-35.
Segundo o que dispõe a NR 10 (2004, p. 5), profissional qualificado é aquele que:
[...] “É considerado trabalhador qualificado aquele que comprovar conclusão
de curso específico na área elétrica reconhecido pelo Sistema Oficial de Ensino.”
Tabela 7 - Qualificação mínima exigida dos profissionais de um SEP
Profissional Curso Carga Horária
Mínima (h)
Auxiliar/ajudante NR-10 40
Eletricista Montador de
Redes Elétricas
NR-10, NR-10 COMP, NR-35,
CONSTRUÇÃO E MANUTENÇÃO DE
REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA.
40/08/04/160
Eletricista de Linha Viva até
69 kV
NR-10, NR-10 COMP, NR-35,
MANUTENÇÃO DE REDES DE
DISTRIBUIÇÃO AÉREA COM LINHA
VIVA, MÉTODO AO CONTATO PARA
13,8 kV E A DISTÂNCIA PARA 69 kV
40/08/04/200
Operador de munck NR-10, OPERADOR DE
GUINDASTE/MUNCK. 40/100
Encarregado de Equipe de
Construção e Manutenção de
Redes Elétricas de
Distribuição
NR-10, NR-10 COMP, NR-35,
CONSTRUÇÃO E MANUTENÇÃO DE
REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREA,
CURSO DE ENCARREGADO DE EQUIPE
40/08/04/160/08
Encarregado de Equipe de
Linha Viva, Método ao
Contato
NR-10, NR-10 COMP, NR-35,
MANUTENÇÃO DE REDES DE
DISTRIBUIÇÃO AÉREA COM LINHA
VIVA, MÉTODO AO CONTATO PARA
13,8 kV, CURSO DE ENCARREGADO DE
EQUIPE
40/08/04/200/08
Encarregado de Equipe de
Linha Viva, Método a
Distância
NR-10, NR-10 COMP, NR-35,
MANUTENÇÃO DE REDES DE
DISTRIBUIÇÃO AÉREA COM LINHA
VIVA, MÉTODO A DISTÂNCIA PARA 69
kV, CURSO DE ENCARREGADO DE
EQUIPE
40/08/04/200/08
Eletrotécnico NR-10, NR-10 COMP, ELETROTÉCNICO
COM REGISTRO NO CREA-RN. 40/08/1200
Engenheiro Eletricista
NR-10, NR-10 COMP, GRADUAÇÃO EM
ENGENHARIA ELÉTRICA COM
REGISTRO NO CREA-RN.
40/08/1600
Fonte: Autoria própria
41
41
4.1.6 Programar, gerenciar e registrar serviços
A programação de serviços de manutenção implica em definir periodicamente que
serviços de manutenção serão executados e registrá-los de modo a construir um histórico de
manutenção para subestações de energia elétrica, redes de distribuição de energia elétrica e
equipamentos elétricos, tudo isso em função de recursos disponíveis e da facilidade de
liberação dos circuitos para desenergização para o caso de haver indisponibilidade técnica e
operacional para execução da manutenção com o circuito energizado.
É importante classificar os serviços pela ordem de prioridades, atribuindo-lhes grau de
necessidades diferentes no processo, assim, pode-se utilizar os atributos seguintes: A =
Emergência; B = Urgência; C = programado; D = extraordinário.
Vale ressaltar que muitos serviços terão datas previamente marcadas para sua
execução, e outros não poderão ser programados por impedimentos variados (falta material,
faltam ferramentas, necessita de mais planejamento, não é possível desligar o SEP, entre
outros).
Após a emissão dos relatórios de inspeção de instalações elétricas e de redes elétricas
de distribuição, procede-se à classificação por ordem de prioridades, montando-se uma tabela
com a programação anual, mensal e diária. A partir desse levantamento, inicia-se a
programação dos serviços de manutenção através dos avisos de desligamento, se houver,
através de emissão de memorandos eletrônicos com necessária confirmação das unidades
afetadas pelas interrupções de energia elétrica.
Depois de executados os serviços haverá um submenu no sistema de gerenciamento
para possibilitar o registro das intervenções efetivadas, contendo os nomes dos executantes, a
identificação do supervisor técnico e os itens trabalhados, e, caso haja ART, inserir no campo
apropriado o número da mesma.
Os custos de mão de obra deverão ser apresentados sempre que for programada uma
manutenção preventiva, pois na solicitação de serviço constará uma planilha com os itens e
seus custos unitários, e, ao final, o custo total do serviço solicitado. Dentro desse submenu
será possível visualizar os números das solicitações na ordem temporal decrescente,
apontados ao final da planilha à soma dos custos para um período de janeiro a dezembro.
Outro submenu mostrará um gráfico com a visualização mês versus custos de manutenção
cumulativos para o período de um ano também.
42
42
4.1.7 Administração de contratos de serviços
Esta ação abrange desde a elaboração, fiscalização e controle dos contratos até o
acompanhamento orçamentário da manutenção, a análise dos desvios em relação ao previsto,
tempos médios para iniciar o atendimento e para atender por prioridade, por unidade, por
seção de unidade etc., e a quantificação de benefícios incorporados à instituição em razão da
execução do serviço de manutenção.
A funcionalidade adequada desse processo depende das seguintes atividades
acessórias:
1. Geração de orçamento para análise e autorização pela instância competente;
2. Previsão de durações prevista das tarefas a serem executadas (Ordem de
Trabalho – (OT), por zona, por subestação, por alimentador e outras categorias
a serem incrementadas);
3. Contabilização do tempo médio entre o pedido e início do atendimento das
OTs por classificação de prioridade;
4. Tempo de execução média dos serviços de manutenção;
5. Previsão de serviços futuros (Fazer previsão para um período de um ano.);
6. Apresentar trimestralmente estatísticas variadas (percentual de serviços por
prioridade, por zona, por alimentador, por subestações etc.).
Esses dados servirão de parâmetros para dimensionar a eficiência dos contratos de
manutenção objetos do próprio plano de manutenção elétrico. Para isso, o plano de
gerenciamento da manutenção possuirá um submenu para receber esses relatórios a fim de
ficarem disponíveis para consulta pela comunidade universitária e pela sociedade de um modo
geral, pois tanto o SIPAC quanto o portal da transparência deverão ser preparados para
direcionar aos usuários à demonstração dos relatórios de gastos de manutenção elétrica versus
quantitativos de serviços realizados.
4.1.8 Controle de padrões de serviços
Este processo garante a padronização de procedimentos de serviços de linha viva,
método ao contato em nível de tensão até 34,5 kV. No sistema de gerenciamento da
manutenção haverá um submenu para geração das ordens de trabalho padrão e cadastro de
procedimentos e outros padrões pertinentes à manutenção de redes aéreas de distribuição.
Ao gerar uma Ordem de Trabalho, as suas tarefas podem ser estruturadas a partir de
43
43
uma OT padrão específica, bem como cada tarefa pode ser associada a um determinado
procedimento operacional.
Para minimizar o tempo na frente do computador por parte dos profissionais gerentes
de manutenção, é recomendável que a manutenção crie um conjunto de OTs padrões (serviços
em subestações de energia, alimentadores de distribuição e circuitos de potência), que abranja
os serviços mais repetitivos de manutenção. As OTs serão emitidas com suas respectivas
diretrizes de APRs, sendo que a ordem de serviços só sairá com a apresentação da APR por
parte do prestador de serviços.
No Anexo 5 é mostrada uma tabela com os procedimentos das tarefas de manutenção
em redes de distribuição aérea, método ao contato. Porém, devido ao grande número de
tarefas que abrange a manutenção de um SEP, serão apresentados a título de visualização os
procedimentos iniciais e comuns a todas as tarefas e o passo a passo de uma tarefa de
substituição de um isolador de pino, tarefa comum em um SEP, sendo as demais tarefas
cadastradas no banco de dados do sistema de gerenciamento, as quais deverão ser
selecionadas durante a formatação de uma OT específica.
Os trabalhos executados pelo método ao contato baseiam-se na utilização de
plataforma e cestas aéreas, sendo que essa última é empregada principalmente em área
urbana, pois necessita de vias de acesso para os veículos, enquanto que as plataformas
isoladas são mais utilizadas em área rural onde as condições de acesso são precárias. Em
termos de eficácia, o uso de cestas aéreas proporciona ao eletricista maior flexibilidade de
movimentos e minimiza o tempo de preparação para a execução das tarefas. O SEP da UFRN
possui acesso em todos os seus pontos, sendo o método ao contato com utilização de cestas
aéreas o escolhido.
A padronização desses serviços visa identificar passo a passo a competência, o
desenvolvimento, os riscos e controle dos mesmos, criando uma sequência operacional entre
as diversas etapas de execução das tarefas básicas pelo método ao contato com plataformas e
cestas aéreas, nas redes aéreas energizadas até 34,5 kV.
Nos trabalhos pelo método ao contato é obrigatório o uso de luvas e mangas isolantes
classe II e demais EPIs e EPCs, bem como a observância rigorosa de uma série de requisitos
relacionados com pessoal, equipamentos e metodologia de trabalho, os quais são
representados de maneira detalhada nas recomendações e normas técnicas listadas a seguir.
CODI 16-10 – Procedimentos de Manutenção de Sistemas Energizados,
Método ao Contato da ABRADEE.
NR 10 – Portaria 3.214 – do MTE – Segurança em Instalações e Serviços em
44
44
Eletricidade. O SIGEMAN ELÉTRICA terá em seu banco de dados às
tarefas abaixo apresentadas cujos procedimentos padrões serão introduzidos
no campo da APR referente aos procedimentos operacionais para a tarefa
inicialmente declarada. Segue abaixo a relação das tarefas básicas que
constituirão o banco de dados supramencionado.
1. Com Cesta Aérea – turma padrão (quatro eletricistas e um encarregado):
Substituição de isolador de pino
Substituição de isolador de suspensão
Substituição/Manutenção de conexões
Substituição/Manutenção de conexões em cruzamento aéreo
Identificação de faseamento
Poda de árvores
Substituição de para-raios
Substituição/Manutenção de chave fusível em estrutura com derivação
Substituição/Manutenção de chave fusível em estrutura com transformador
Substituição/Manutenção de chave faca unipolar
Substituição de cruzeta em estruturas tipo 1 e 2
Substituição de cruzeta em estrutura tipo 3
Substituição de cruzeta em estrutura tipo 4
Transformação de estrutura tipo 1 para 4 com instalação de chave faca
Reparo de condutores
Substituição de poste em estruturas tipo 1 e 2
Substituição de poste em estruturas tipo 3 e 4
Substituição/Manutenção de chave seccionadora tripolar
Substituição de capacitores de potência
2. Com Cesta Aérea – turma reduzida (dois eletricistas):
Substituição de isolador de pino
Substituição de isolador de suspensão
Substituição/Manutenção de conexões
Substituição de para-raios
Substituição/Manutenção de chave fusível em estrutura com derivação
Substituição/Manutenção de chave faca unipolar
Poda de árvores
45
45
Identificação de faseamento
4.1.9 Recomendações
As tarefas não desenvolvidas neste trabalho são executáveis seguindo os
procedimentos descritos para as tarefas básicas, mediante pequenas variações, as quais devem
ser resultados de discussões em DDS e transcritas para a APR.
A identificação das tarefas executáveis com turmas reduzidas considerou o uso de
equipamento com cesta aérea única e constituída por dois profissionais. Portanto, para os
serviços especificados, é possível a utilização da equipe reduzida sem prejuízos à segurança
dos profissionais.
As ações integradas que constituem o conceito de manutenção são organizadas em
procedimentos preestabelecidos formando o que é denominado de plano de manutenção, o
qual deverá ser capaz de sistematizar as rotinas de manutenção e operação, padronizando
tomadas de decisão, e mostrar caminhos para resolução de uma vasta quantidade de
intervenções necessárias para manter o sistema funcionando, aproveitando a máxima
durabilidade de seus elementos, assegurando aos operadores um nível de segurança
compatível com as diretrizes da NR-10 em momentos de eventuais manobras, objetos de
ocorrências intempestivas. Na Figura 7 são apresentadas as funcionalidades gerais almejadas
pela implementação do plano de manutenção do SEP da UFRN.
46
46
Figura 7 - Funcionalidades do SIGEMAN – ELÉTRICA
Fonte: Autoria própria
47
47
O sistema de gerenciamento da manutenção elétrica do campus da UFRN, conforme
mostra a Figura 7, em suma, padronizará os procedimentos abaixo enumerados por meio de
menus e submenus:
cadastro de inspeções em instalações elétricas;
gerar relatório de execução de manutenção elétrica;
cadastro de equipamentos elétricos;
controle de estoques de sobressalentes;
geração de ordens de serviços de manutenção elétrica;
formar histórico de manutenção por alimentador, por subestação e por
equipamentos elétricos;
geração de solicitação de bloqueio de religamento;
geração de solicitação de serviços de manutenção elétrica;
agendamento de acesso às subestações de energia elétrica para registro de
visitas técnicas.
Todos formatados com numeração para um período de um ano. Por exemplo:
001/2017, 002/2017, virando o ano, altera-se para 001/2018, a assim sucessivamente. Todos
com botão de impressão e de envio por e-mail.
A partir do esquema proposto na Figura 7será desenvolvido um plano de manutenção
cujo escopo deverá ser construído com base na organização de uma rotina administrativa
incorporada ao Sistema Integrado de Patrimônio, Administração e Contratos - SIPAC,
reunindo informações acerca dos equipamentos pertencentes ao sistema elétrico, sendo o
acesso a essas informações, tais como histórico de manutenção, histórico de avarias, cadastro
de manutenção preventiva e relação de sobressalentes, estudos de proteção, diagrama
unifilares de subestação feitos via código QR.
Assim sendo, toda a infraestrutura de distribuição de energia elétrica receberá um
plano de manutenção visando oferecer procedimentos claros de rotinas periódicas de
manutenção, impondo ao sistema uma maior confiabilidade, maior segurança aos operadores
e melhor conservação de seus componentes físicos, baseados nas técnicas mais recentes
empregadas pela academia. Esse plano será desenvolvido para ser integrado ao módulo da
INFRA no SIPAC, constituindo um banco de dados em ACCESS.
48
48
4.2 CONSTRUÇÃO DE PLANO DE INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS E INSTALAÇÕES
Como base no levantamento das manutenções realizadas nos equipamentos de
subestações e levando-se em consideração a Resolução Normativa Nº 669 da ANEEL, foram
criados dois planos de manutenção, sendo uma para transformador de 750 kVA, conforme
Tabela 8, e outro para o disjuntor de 69 kV, conforme Tabela 9. Esses planos de manutenção
contemplam ações recomendadas pelo manual do fabricante desses equipamentos da
subestação de 69 kV, sendo que tais ações serão organizadas seguindo uma periodicidade
com o objetivo de construir uma rotina de inspeção suficientemente capaz de observar o
estado físico e operacional desses equipamentos e demais elementos, tais como grupo motores
geradores, religadores e chaves telecomandadas. Abaixo se apresenta um exemplo de
acompanhamento de equipamento para o caso dos transformadores de potência de 500 kVA,
13,8 kV e disjuntor de 69 kV. Estes equipamentos são evidenciados, pois constituem
exatamente equipamentos pertencentes aos SEP do estudo de caso.
Tabela 8 – Plano de manutenção para transformador de potência até 750 kVA
Equipamento
Transformadoras a seco
Dados:
Nº 725971/10; Fab.: 03/2010; Pot.
500 kVA; Local: Biblioteca; zona:
0 Frequência 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Tarefas manutenção
Inspeção visual da limpeza Semanal X X X X X X X X X
Inspeção Termográfica:
verificação de armários de comando de
controle e a funcionalidade do sistema de
comando de ventilação forçada e conexões do
equipamento
Semanal X
Verificar o estado geral de conservação do
equipamento e de sua estrutura de base:
limpeza e corrosão
Anual X
Verificar a existência de ruído ou barulho
anormal interno ao equipamento Anual X
Verificação de entradas e saídas de ar, bem
como o funcionamento dos ventiladores do
sistema de resfriamento
Anual X
Verificar se não houve sobreaquecimento nos
terminais de ligação Anual X
Verificar se não houve sobreaquecimento nos
terminais de ligação Anual X
Verificar o funcionamento do conjunto de
proteção térmica Anual X
Verificar se o aterramento está corretamente
conectado aos terminais Anual X
Tabela 9 - Plano de manutenção para disjuntor 69 kV 12L1
49
49
Manutenção de Disjuntores com tensão nominal 69 kV - Plano mínimo de manutenção
da ANEEL
ATIVIDADE DE MANUTENÇÃO PREVENTIVA
1. Verificação geral na pintura, estado das porcelanas e corrosão;
2. Remoção de indícios de ferrugem e lubrificação;
3. Verificações do sistema de acionamento e acessórios;
4. Aferição de densímetros, pressostatos e manostatos;
5. Verificações do circuito de comando e sinalizações e dos níveis de alarmes;
6. Verificação das caixas de interligações;
7. Verificação de aperto de parafusos;
8. Verificação de vazamento em circuitos hidráulicos e amortecedores;
9. Verificação de vazamentos de gás ou óleo;
10. Execução de ensaios de resistência de contatos do circuito principal;
11. Execução de ensaios de operação mecânica;
12. Execução de ensaios dielétricos no circuito principal;
13. Execução de ensaios nos circuitos auxiliar e de controle;
14. Execução de ensaios nas buchas;
15. Execução de ensaios de condutividade;
16. Medição dos tempos de operação: fechamento, abertura, abertura fechamento, atuação
das bobinas e sistema antibombeamento;
17. Teste do comando local e a distância e acionamento do relé de discordância de polos,
se houver. OBS.: itens do 1 ao 9 semestralmente. A partir do 10 a cada três anos.
DISJUNTORES A SF6
MANUTENÇÃO PERIODICIDADE MÁXIMA DA
MANUTENÇÃO PREVENTIVA (MESES)
1. Ensaios de fator de potência e
capacitância dos capacitores; ACIONAMENTO
72 MESES
MOLA
PNEUMÁTICO
HIDRÁULICO
2. Verificação do tanque de ar e do óleo
do compressor;
3. Verificação de umidade e reposição
de gás SF6.
Fonte: Adaptado do Anexo da Resolução Normativa 669/2015 da ANEEL
OBSERVAÇÃO: a partir dos resultados das manutenções preditivas, preventivas e do
número de operações dos disjuntores, deve ser avaliada a necessidade de abertura da câmara
de extinção e da substituição de contatos, vedações, rolamentos, buchas, molas, gatilhos,
amortecedores e componentes elétricos do painel.
Todos os pontos a serem observados na inspeção serão cadastrados do SIGEMAN-
ELÉTRICA a fim de gerar um relatório de inspeção, o qual servirá de referência para a futura
e programada intervenção de manutenção preventiva. Pode-se observar no Anexo 7 uma
ilustração do checklist que será apresentado em tela para preenchimento acerca dos diversos
50
50
pontos avaliados pelo profissional inspetor.
Além dos equipamentos do sistema de distribuição, serão do mesmo modo observadas
as redes de distribuição e os elementos das subestações aéreas e abrigadas em nível de tensão
69/13,8 kV, tendo estes seus planos de inspeção com suas respectivas periodicidades de
ações.
4.2.1 Planos de execução de manutenções preventivas
A etapa de levantamento de inspeções em equipamentos e instalações serve de
pressuposto para a estruturação de uma rotina periódica de intervenções de manutenções a fim
de criar uma cultura de manutenção preventiva, algo que no momento se traduz em ações
isoladas, aleatórias e precárias. No Anexo 8 é apresentada uma tabela associando subestações
de energia com uma programação anual de manutenção preventiva cuja viabilidade se dará
consolidando-se uma rotina de desligamentos para efetivar tais ações.
As equipes de campo, os quais serão responsáveis pelas inspeções prévias, seguirão
um roteiro técnico, a fim de realizar um trabalho direcionado para intervenção necessária para
cada elemento do SEP avaliado. Então, com esta finalidade foi construída a Tabela 10 que
trata de tal procedimento técnico operacional.
51
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Tabela 10 - itens de verificação nas inspeções de rotina das SE´s
MALHA DE TERRA Visto
Medir a resistência e continuidade elétrica da malha de aterramento implantada
para todas as instalações da subestação de energia.
RAMAL DE ENTRADA
Verificar o estado do(s) poste(s) e cruzetas.
Verificar o estado dos isoladores do ramal aéreo de entrada.
Verificar a isolação do ramal de entrada (conjunto) com Megôhmetro.
Verificar a presença de umidade nos dutos.
Verificar as armações de sustentação das muflas e a presença de umidade nestas.
Verificar as condições dos eletrodutos.
Verificar as chaves fusíveis ou facas. Solicitar lubrificação e ajuste anualmente
PÁRA-RAIOS DE LINHA
Apertar as fixações e verificar os terminais.
Verificar a sua ligação para a terra.
Limpar cuidadosamente o conjunto.
Inspecionar minuciosamente as porcelanas e verificar sobre as possibilidades de
trincas e rachaduras.
Medir e anotar o valor da resistência elétrica da malha de terra, certificando-se
que este conjunto de para-raios tem sua malha equalizada à da SE.
Medir e anotar o valor da resistência de isolação.
BARRAMENTOS
Limpar e pintar nas cores padrão recomendadas pela ABNT.
Reapertar todas as fixações e conexões, substituindo parafusos e porcas, se
necessário.
Medir e anotar o valor sobre a resistência de isolamento dos contatos.
Limpar todos os isoladores.
CHAVES SECCIONADORAS DE COMANDO SIMULTÂNEO
Examinar as articulações, pinos, molas e travas.
Operar e alinhar o fechamento dos contatos e lubrificar.
Operar e alinhar o fechamento dos contatos e lubrificar.
Lubrificar as partes móveis.
Verificar as condições dos isoladores e suportes.
Verificar os intertravamentos.
Limpar cuidadosamente o conjunto.
Verificar o estado das facas.
Medir e anotar o valor da resistência de isolação.
Medir e anotar o valor da resistência de contato.
Reapertar ligações do cabo terra, conexões gerais e fixações da estrutura;
DISJUNTORES DE MÉDIA TENSÃO
Verificar e reapertar as fixações e conexões.
Examinar o mecanismo de operação, pinos, molas, braços e articulações.
Lubrificar as partes móveis e deslizantes dos disjuntores.
Testar a operação manual e automática, alinhando o fechamento dos contatos.
Inspecionar as fiações, reapertando as conexões da fiação do comando.
Verificar o funcionamento do sistema de operação automática.
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52
Verificar nível de óleo, completando, se necessário.
Verificar intervalos.
Verificar desgaste e pressão dos contatos.
Limpar cuidadosamente os conjuntos.
Examinar todas as partes metálicas no que diz respeito a indícios de oxidação,
corrosão e falhas metálicas.
Verificar a presença de vazamentos.
Medir e anotar os valores de resistência de contato.
Medir e anotar os valores de resistência de isolação.
Analisar rigidez dielétrica do óleo isolante.
Testes dos sistemas de proteção e intertravamentos.
Reapertar as ligações do cabo terra, conexões gerais e fixação da estrutura.
Verificar as condições dos isoladores e suportes.
Verificar sinalização.
TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA E DE CORRENTE
Limpar cuidadosamente o conjunto.
Inspecionar todas as partes metálicas e conexões.
TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA
Medir e anotar as respectivas relações de transformação.
Medir e anotar as resistências ôhmicas de isolação entre AT/BT, AT/Terra e
BT/Terra.
Medir as resistências ôhmicas dos enrolamentos.
Medir e anotar os valores de tensão entre fases dos secundários.
Medir e anotar os valores das correntes por fase dos secundários.
Limpar cuidadosamente os conjuntos e reapertar parafusos, conexões e terminais.
Examinar tanques, tampas e radiadores.
Verificar vazamentos.
Inspecionar acessórios e suas fiações.
Verificar ruídos e vibrações.
Examinar as buchas e isoladores sobre a existência ou não de rachaduras.
Verificar se há sinais de oxidação.
Verificar o nível do óleo.
Verificar estado de conservação e pintura.
Verificar relés de gases.
Verificar circuitos de controle, medição e sinalização.
Verificar a existência de vibrações ou ruídos anormais.
Verificar estado da pintura, fazendo os retoques necessários.
QUADROS DE DISTRIBUIÇÃO GERAL EM BAIXA TENSÂO Verificação das chaves gerais e dispositivos de proteção.
Limpar os quadros, contatos, conexões, fiações, colocar presilhas, etc, e
substituir conectores, se necessário.
Verificar sobre as condições de proteções de partes vivas da instalação e valores
da resistência elétrica do aterramento da estrutura metálica do quadro.
Testar funcionamento de voltímetros e amperímetros e aferi-los. Substituir lâmpadas de sinalização queimadas. Verificar circuitos de controle, medição e sinalização. Verificar a existência de vibrações ou ruídos anormais. Substituir disjuntor de 315/400A do quadro de distribuição da subestação do Fórum.
Verificar estado da pintura, fazendo os retoques necessários.
53
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CABINE (LIMPEZA E SEGURANÇA) Verificar se todas as ferragens, telas, tubulações, etc estão devidamente
aterradas, refazendo as conexões, se necessário.
Fazer a limpeza das telas e providenciar a pintura das mesmas, se necessário. OUTROS
Limpeza geral das áreas das subestações e da casa do gerador.
Aferir e regular todos os relés segundo os parâmetros estabelecidos em projeto.
Verificar e desobstruir, se necessário , as aberturas de ventilação.
Fixar/chumbar telas de proteção que estejam soltas ou parcialmente soltas.
Reapertar todas as conexões e fixações, substituindo parafusos e porcas, caso
necessite.
Substituir conectores oxidados e refazer soldas exotérmicas que esteja
comprometidas.
Fonte: Autoria própria
Ações com esse mesmo propósito se estenderão aos grupos motores geradores e redes
de distribuição aérea, tecendo um modelo sistematizado e contínuo de manutenção preventiva
no SEP. No Anexo 9 é apresentada uma planilha da programação da manutenção preventiva
para grupos geradores.
Os GMGs terão, devido suas características técnicas, uma programação própria, a qual
seguirá a periodicidade semestral para cada máquina, haja vista o parque gerador ser
empregado somente na modalidade emergência. As peças sobressalentes estão apresentadas
na Tabela 11:
54
54
Tabela 11 – Itens de reposição para grupos motores geradores
ITEM DESCRIÇÃO QUANTIDADE
1 FILTRO DE COMBUSTÍVEL 5052 2
2 FILTRO DE COMBUSTÍVEL COM 2
3 FILTRO DE ÓLEO LUBRIFICANTE 3349 2
4 FILTRO DE ÁGUA 2175 2
5 CARREGADOR DE BATERIA CHFB 12 V 1
6 CORREIA V COM RANHURAS 8790 2
7 FUSÍVEL DE VIDRO TIPO CARTUCHO 108 24
8 ÓLEO C1415W40006V1006 GALÃO18 LITROS 1
9 MANGUEIRA DE ENTRADA 1
10 MANGUEIRA DE SAÍDA RADIADOR 0002 1
11 MANGUEIRA RADIADOR 005 1
12 MANGUEIRA RADIADOR 006 1
13 CONTATOR 630 A OM7D0M7D 1
14 CONTATOR 250 PP X1BEX1BE 1
15 BATERIA 12 V - C20: 200 Ah - RC: 200 min - CCA: 770 A (ABNT -18°C) 1
16 MÓDULO CONTROLADOR DEEP SEA ELECTRONICS DSE 8620 COM
ENTRADA EM RAMPA 1
17 TANQUE 250 LITROS HORIZONTAL, fabricado pelo processo
de rotomoldagem em Polietileno linear de média densidade com proteção UV.
Tampa de 6″, 2 insertos 1/2″ ROSCA BSP e 1 Conexão de 1/2" Rosca BSP
1
TOTAL
Outro levantamento necessário para alicerçar o plano de manutenção dos grupos
motores geradores é a proposição de uma série de instruções que sirvam de orientação para a
intervenção de manutenção básica de rotina. Este levantamento está posto na Tabela 12, a
qual agrega tais observações a serem efetuadas pela equipe competente.
55
55
Tabela 12 – Itens de verificação nas manutenções de rotina dos GMGs
MOTOR/GERADOR Visto
Encarregado Verificar nível de óleo lubrificante. Caso necessário, completar.
Providenciar limpeza dos filtros de óleo no 1° semestre e substituição no 2°.
Verificar a vedação das tampas dos radiadores e o estado das colméias.
Verificar a existência de vazamentos.
Fazer limpeza dos radiadores, trocando o fluido.
Trocar filtros de ar.
Verificar funcionamento de bombas d’águas, de óleo, cabeçotes, bicos injetores, tubulação de diesel, cárter, tubos de admissão e de descarga, silenciosos, etc.
Realizar a limpeza geral de todas as partes dos motores/geradores.
Verificar mangotes e abraçadeiras de fixação, desapertando-as.
Verificar os rolamentos.
Verificar tensão e estado das correias, ajustando-as, se necessário.
Verificar pré-aquecedor.
Lubrificar rolamentos e partes móveis que necessitem de lubrificação.
Verificar os sistemas de partida e parada.
Verificar estado da cremalheira e pinhão do motor de arranque e do
sistema de acoplamento entre alternador e motor.
Limpar externamente os grupos geradores, inclusive painéis.
Reapertar parafusos e porcas.
BATERIAS
Verificar o estado geral e tensões das baterias, completando o nível do
eletrólito se necessário.
Verificar e reapertar bornes de ligação das baterias e cabos.
Proteger os terminais das baterias com vaselina em pasta;
TANQUE DE COMBUSTÍVEL
Drenagem de água do tanque, se aplicável.
Limpeza interna do tanque de óleo combustível.
Limpar externamente o tanque de combustível.
QUADROS DE CONTROLE/COMANDO
Verificar estado geral da fiação elétrica, devendo estar devidamente
amarrada por anilhas plásticas.
Verificar funcionamento dos instrumentos dos painéis, comparando com
instrumentos- padrão.
Verificar luzes indicadoras do painel de controle e de sinalização, substituindo as queimadas.
Testar os grupos em operação manual e automática.
Verificação das características dos quadros e caixas de medição instaladas, anotando sobre espessura e material da chapa, portas, arruelas, etc.
Verificar circuitos de controle, medição e sinalização.
Verificar a existência de vibrações ou ruídos anormais.
Verificar sobre as condições de proteções de partes vivas da instalação e valores da resistência elétrica do aterramento da estrutura metálica do quadro.
Fonte: Autoria própria
O levantamento das informações para construção do plano de manutenção reunirá uma
grande quantidade de informações. Essas informações serão armazenadas e organizadas em
um banco de dados em plataforma ACCESS, na qual será possível gerar relatórios de
inspeções nas datas previamente marcadas, controlar estoques de sobressalentes, solicitar
execução de serviços especializados, tais como serviços de manutenção com linha viva na
56
56
subestação de 69 kV, redes de distribuição aérea e subestações de energia em 13,8 kV e
demais equipamentos da rede de distribuição (religadores e chaves telecomandadas). Na
Tabela 13 é apresentada uma planilha com as rotinas pretendidas de inspeções e suas
periodicidades para um equipamento de potência:
Tabela 13 - Inspeções em Transformadores de Potência 69 kV
ITEM PONTOS DE INSPEÇÃO PERÍODO
1
TEMPERATURA:
Inspeção Diária Temperatura Ambiente
Temperatura do óleo
Temperatura do enrolamento
2
ÓLEO:
Inspeção Diária Nível de óleo
Vazamento de óleo
3
ACESSÓRIOS:
Inspeção Diária
Dispositivos de resfriamento
Comutador sob carga
Sistema de preservação de óleo
Buchas
Válvula de alívio de pressão
4 Miscelânea Inspeção Diária
5
ENROLAMENTO:
2 OU 3 ANOS Medição da resistência de isolamento
(incluindo buchas)
Medição de Tan δ do isolamento
6
ÓLEO ISOLANTE:
1 ANO Rigidez dialética
Medição do valor de acidez
Análise Gascromatográfica
Fonte: Manual do Fabricante Siemens do Disjuntor 69 kV Siemens 2012
As rotinas de inspeções são pressupostos para a manutenção preditiva, pois as
medições resultantes oferecerão os parâmetros necessários para a tomada de decisões. Os
valores dessas medições deverão ser registrados em relatórios de inspeções a fim de construir
a base de orientação para a programação dos serviços futuros.
O plano de manutenção conterá arquivos gravados sobre as instruções a serem
seguidas para a manutenção de equipamentos elétricos, tais como transformadores de
potência, disjuntores e religadores. A Tabela 14 ilustra uma instrução para operação de
válvulas e relés de transformadores de potência 69 kV.
57
57
Tabela 14 - Instruções para diligências em válvulas e relés de transformadores de potência 69 kV
DISPOSITIVO ESPECIFICAÇÕES
VÁLVULA DE
ALÍVIO DE
PRESSÃO
1. Pressão de atuação (padrão): 0.7 kgf/cm2 +- 10%
2. Pino sinalizador: após a atuação da válvula, o pino é deslocado para
fora acionando os contatos elétricos, onde permanecerá até ser retornado
manualmente para a sua posição de origem.
3. Advertência: quando a válvula é acionada indica que ocorreram
avarias na parte ativa do transformador, devendo-se proceder a uma
análise gascromatográfica no óleo, medir a rigidez dielétrica do óleo e a
resistência de isolamento do transformador.
INDICADOR
DE NÍVEL DE
ÓLEO
1. Quando o alarme for acionado pelo microswitch do Indicador, um dos
seguintes problemas deve estar ocorrendo: vazamento de óleo isolante
do transformador ou anormalidade com o próprio indicador.
2. Comunicação de anormalidades: se através da inspeção periódica ou
com o transformador em funcionamento normal for percebida alguma
anormalidade, solicita-se que o fato seja comunicado a TOSHIBA.
RELÉ
BUCHHOLZ
1. Quando o contato do relé for acionado, um dos seguintes problemas
deve estar ocorrendo:
1.1 AVARIA INTERNA: deve-se proceder a uma análise
gascromatográfica do óleo, medir a rigidez dielétrica do óleo e a
resistência de isolamento do transformador.
1.2 OUTROS: se o contato para alarme for acionado sem que haja gás
no relé e com os testes indicados com resultados satisfatórios, o mais
provável é que a anormalidade seja no próprio relé, por isso deve ser
feita uma inspeção meticulosa no mesmo.
2. Retirada de amostra de Gás: deve ser feita baseando-se na norma
NBR 7070.
3. Comunicação de anormalidades: se através da inspeção periódica ou
com o transformador em funcionamento normal for percebida alguma
anormalidade, solicitamos que o fato seja comunicado a TOSHIBA.
Fonte: manual de transformador 10 MVA, 69 kV da TOSHIBA, 2012
Outros equipamentos que terão acompanhamento rigoroso pelo plano de manutenção
serão os disjuntores de 69 kV e de 13,8 kV.
OBSERVAÇÃO: a partir dos resultados das manutenções preditivas, preventivas e do
número de operações dos disjuntores, deve ser avaliada a necessidade de abertura da câmara
de extinção e da substituição de contatos, vedações, rolamentos, buchas, molas, gatilhos,
amortecedores e componentes elétricos do painel.
58
58
4.2.2 Informatização do plano de manutenção
A informatização terá como base o cadastro das planilhas de manutenção das
subestações de potência 69/13,8 kV, disjuntores de 69 kV, disjuntores 13,8 kV e as
programação da manutenção dos grupos geradores, constituindo, assim, orientação que
servirá de base para os encaminhamentos das rotinas inspeção, pressupostos para as
intervenções de manutenção. Outro aspecto ligado à informatização está relacionado com as
formas de acesso ao banco de dados, podendo ser feito diretamente via botões de acesso como
também por meio de aplicativos dedicados a dispositivos móveis.
O acesso via dispositivos móveis, será efetivada via código desenvolvido para
smartphones, sendo o código QR a tecnologia escolhida para tal. Na Figura 8 é apresentado
um esquema simplificado do acesso e manipulação dessas informações. No Anexo 1 é
mostrado esquematicamente uma ilustração de acesso ao plano de manutenção utilizando esta
tecnologia. O código QR é uma ferramenta de acesso a informações de banco de dados ou de
pastas que estejam na internet.
Figura 8 - Acesso aos dados de equipamentos elétricos via Código QR
Fonte: Autoria própria
O acesso de que trata a Figura 8 tem a finalidade de eliminar formulários de papel que
o profissional deve preencher atualmente para registrar suas intervenções de manutenção e,
em seguida, arquivá-las em pastas, constituindo um controle obsoleto e de difícil consulta
59
59
posterior. Logo, tal proposta resolve esse problema porque todas as informações técnicas dos
equipamentos de potência estarão cadastradas no banco de dados, sendo facilmente acessadas
pelos profissionais que tiverem o software SIGEMAN – ELÉTRICA instalado em seu celular.
Além das informações técnicas dos equipamentos, os profissionais cadastrarão a reposição de
peças, formarão um histórico de manutenção e terão acesso ao plano de manutenção do
mesmo.
O sistema de gerenciamento da manutenção elétrica permitirá ainda registrar o
movimento de equipamentos, ou seja, sempre que um equipamento “queimar”, o atual modelo
baseado no preenchimento à mão de um formulário em que são anotados os dados dos
equipamentos retirado e instalado será substituído por um procedimento eletrônico,
descartando uso de papel, bastando acessar o menu movimento de equipamentos e alimentá-lo
com as informações. Automaticamente ficará registrado o novo equipamento no banco de
dados, sendo necessário apenas gerar novo código QR para o enquadramento.
A Figura 9 ilustra a barra de menus do SIGEMAN – ELÉTRICA com suas
funcionalidades de sua primeira versão. Já no Anexo 6 é visualizada uma tela onde é
registrado o movimento de equipamentos, como transformadores, chaves telecomandadas,
capacitores etc., criando um cadastro que rapidamente mostre aos usuários que equipamentos
saíram e quais entraram em operação devido a ocorrências de avarias, provocando a
substituição dos mesmos.
Figura 9 - Barra de menus do SIGEMAN – ELÉTRICA
Fonte: Autoria própria
60
60
O SIGEMAN – ELÉTRICA também permitirá a geração de relatórios por períodos de
manutenções preventivas, balancetes de estoques de sobressalentes, custos de manutenção no
período, registro da curva de demanda diária e outras funcionalidades a serem incrementadas
em versões posteriores. Na Figura 10 é mostrada a tela que disponibiliza, por exemplo, os
relatórios mensais, trimestrais, semestrais e anuais de manutenções programadas e realizadas.
Figura 10 - Tela de relatórios de manutenções
Fonte: Autoria própria
Atualmente, o registro de ocorrências é realizado via livro de ocorrências, o qual não
deverá ser desativado por completo, visto que o registro de operações no sistema elétrico
requer assinatura de quem o fez para fins de demandas jurídicas, se houver. Mas, ainda assim,
as ocorrências de interrupção de energia elétrica com o registro de seus tempos de
interrupção, fator gerador e fato resolutivo, serão registradas em um histórico conforme
mostra a Tabela 15. Os blocos de ocorrências serão agrupados anualmente.
61
61
Tabela 15 - Tela de registro de ocorrências
OCORRÊNCIAS LOCAIS DATAS HORÁRI
OS
TÉCN.
Falta de energia. Curto. / Falta de
energia. Cartucho desarmado. STO/DCA 11/01/2016 7h às 19h
Gilson /
Martins
Falta de energia. Substituída a
mulfa. DOL 15/01/2016 7h às 19h
Gilson /
Martins
Falta de energia, disjuntor avariado. SETOR I 21/01/2016 7h às 19h Edson /
Martins
Falta de energia. / Falta de energia,
disjuntor avariado.
SETOR I/ SETOR
II 07/01/2016 7h às 19h
Gilson /
Martins
Falta de energia, disjuntor
desligando. ARQUITETURA 03/02/2016 7h às 19h
Paulo H/
P. Sergio
Falta de energia. Problema externo
(COSERN). CAMPUS UFRN 15/02/2016 7h às 19h
Paulo H/
P. Sergio
Falta de energia. Problema externo
(COSERN). JUNDIAÍ 20/02/2016 19h às 07h
Paulo H/
P. Sergio
Falta de energia, disjuntor
desligando. SETOR II 23/02/2016 7h às 19h Paulo H/
Falta de energia, disjuntor avariado.
/Falta de energia, disjuntor avariado. SETOR II 24/02/2016 7h às 19h
Manoel/
Martins
Falta de energia, disjuntor avariado.
/ Falta de energia. / Falta de energia.
/ Falta de energia, disjuntor
avariado.
SETOR II
/SETOR III/
SETOR IV /
Relógio do Sol
03/03/2016 7h às 19h Lucas /
Martins
Falta de energia, disjuntor
desligando. NUPER 14/03/2016 7h às 19h
Paulo H/
P. Sergio
Falta de energia, disjuntor avariado. LABCOM 16/03/2016 19h às 7h Lucas /
Martins
Energia variando. Cartucho
queimado. DECOM 20/03/2016 7h às 19h
Lucas /
Martins
Falta de energia, disjuntor
desligando. CB 22/03/2016 7h às 19h
Paulo H/
P. Sergio
Falta de energia, disjuntor
desligando. / Falta de energia,
disjuntor desligando.
SETOR II/
Reitoria 22/03/2016 7h às 19h
Paulo H/
P. Sergio
Falta de energia. CAMPUS UFRN 06/04/2016 8h45 às
11h10 -
Falta de energia, disjuntor avariado. CB 11/04/2016 7h às 19h Paulo H/
P. Sergio
Falta de energia, disjuntor avariado. CCET 20/04/2016 7h às 19h Lucas /
Martins
Falta de energia, disjuntor avariado. DEF 14/05/2016 7h às 19h Ademir /
Martins
Falta de energia, disjuntor geral com
defeito.
NUPLAN/SETOR
II 29/05/2016 7h às 19h
Paulo H/
P. Sergio
62
62
O SIGEMAN – ELÉTRICA permitirá o cadastro das ocorrências também no banco de
dados, pois haverá uma aba destinada tão somente ao cadastro destas ocorrências, registrando-
as para consultas por quem de direito.
5 METODOLOGIA DO DESENVOLVIMENTO DO ACESSO VIA CÓDIGO QR
As instalações da média tensão do SEP deverão passar por um processo de
levantamento de seus componentes, construindo-se um cadastro de subestações aéreas e
abrigadas, elencando-se as características técnicas de todos os seus elementos a fim de se
produzir um inventário capaz de orientar a formatação da composição de itens que irão
compor a base estrutural de uma planilha cujos itens constituirão a ata de um pregão
eletrônico para contratação de uma empresa, que venha suprir as demandas de serviços de
manutenção com linha viva nos alimentadores que atendem ao campus central, bem como os
campi de Caicó, Currais Novos, Santa Cruz e SAMISA.
O levantamento não abrangerá apenas as necessidades de serviços, mas também
materiais sobressalentes para reposição no SEP, tanto para equipamentos de potência quanto
para o sistema de automação da rede de distribuição e da subestação de 69 kV. Os dois
levantamentos são imprescindíveis para viabilizar o plano de manutenção, pois a contração de
empresas para prestação de serviços via pregão eletrônico para um sistema desse porte não
despertará interesse das empresas, para o caso dos serviços serem atendidos com
fornecimento de materiais, considerando a eventualidade das ocorrências e o elevado custo
para se ter em estoque tais itens, por exemplo, transformadores de potência de 750 kVA e de
outras potências, relés digitais, UTRs e demais componentes. Assim sendo, os Anexos 2 e 3
mostram um levantamento para constituir um estoque de sobressalentes, o qual será integrado
ao SIGEMAN – ELÉTRICA.
A aquisição desses materiais é imprescindível para o pregão de serviços em redes
aéreas de distribuição e subestações de energia ser viável, pois o mesmo é somente de
serviços, ficando o fornecimento dos materiais sob a responsabilidade da UFRN. O Anexo 4
mostra na forma de tabela o levantamento de serviços que comporão os itens da ata do pregão
eletrônico, pelo menos uma parcela destes.
Os preços dos serviços observados no Anexo 4 foram resultados de uma média de três
propostas, feitas por empresas do setor de serviços de redes elétricas sediadas em Natal/RN.
Os itens que se repetem em sequência devem ser entendidos como instado o primeiro e
63
63
retirado o segundo item, seguidos das letras “I” e “R”, reforçando, assim, tal nomenclatura.
Todos estes dados serão agrupados em menus e submenus pertencendo ao sistema de
gerenciamento da manutenção elétrica – SIGEMAN – ELÉTRICA.
A metodologia seguirá os passos abaixo sequenciados e posteriormente integrados:
1. Desenvolver o banco de dados em plataforma ACCESS;
2. Montar as planilhas de materiais sobressalentes;
3. Montar as planilhas de serviços com linha viva;
4. Encaminhar para o setor de orçamento as planilhas de serviços com pesquisa
mercadológica para dar início à abertura de contratação de empresa via pregão
eletrônico;
5. Encaminhar para o DMP as planilhas de materiais sobressalentes para dar
início à abertura de processo de compra dos itens via pregão eletrônico para
aquisição de materiais e equipamentos;
6. Integrar os itens das atas dos pregões de sobressalentes e de serviços ao
SIGEMAN – ELÉTRICA;
7. Elaborar a versão final do planejamento anual da manutenção preventiva;
8. Integrar o planejamento anual da manutenção ao SIGEMAN – ELÉTRICA;
9. O startup do SIGEMAN – ELÉTRICA dependerá do andamento do processo
na SINFO, órgão responsável pela integração de banco de dados ao SIPAC;
5.1 Cadastro de Equipamentos via Código QR
O processo de identificação e cadastro de equipamentos e produtos sofreu uma
revolução com a criação do disseminado código de barras. Essa tecnologia por muito tempo
foi empregada de forma exclusiva. Porém, outras tecnologias apareceram como forma mais
rápidas de acesso a aplicativos, banco de dados, sendo o mais utilizado o QR (Quick
Response) cujo significado é resposta rápida. Seu desenvolvimento ocorreu em 1994 por uma
subsidiária da Toyota no Japão. Segue uma apresentação visual desse código na Figura 11.
Figura 11 - Código QR
Fonte: site da Safe Trace1.
1 Disponível em: <http://www.safetrace.com.br/st2010/Pagina.do?idSecao=21>. Acesso em: 10 nov. 2016.
64
64
O código QR é constituído de um gráfico 2D de uma caixa preto e branca que contém
informações preestabelecidas, como textos, páginas da internet, SMS ou números de telefone,
sendo que no caso concreto do plano de manutenção esse recurso será utilizado para acesso ao
histórico de manutenção de equipamentos, suas características técnicas e preenchimento de
formulário de inspeção de instalações elétricas.
O conteúdo por trás do código QR pode ser acessado por meio de aparelhos
específicos para este tipo de código ou de aplicativos instalados em celulares. Nesse caso, a
câmera do aparelho é usada para fazer a leitura do código. Os aparelhos que geram códigos
QR são gratuitamente disponibilizados na internet, constituindo uma tecnologia de acesso
facilitado. Essa foi uma boa razão para sua escolha e sua INTRODUÇÃO no SIGEMAN –
ELÉTRICA.
Atualmente, o código QG é mais usado pela mídia impressa (revistas, panfletos,
outdoors e outros). Revistas publicam códigos QR para que leitores acessem em seus
celulares e computadores alguma informação adicional. Mas há tantos outros domínios que
também fazem uso do código QR. Em alguns países, ele é usado na televisão. Através do
código, o telespectador pode comprar ou receber informações extras sobre um produto
exibido em um programa de TV.
Outras funções já usadas em códigos QR são compra de comidas a partir de panfletos
cujas informações do cardápio são acessíveis por meio do código, acesso a vídeos de
lançamento imobiliário vistos em outdoors e acesso a informações extras a partir de um cartão
de visitas, e, agora, essa tecnologia será empregada no acesso das informações de
equipamentos elétricos. Todas as aplicações do código QR citadas são fruto de observações
do cotidiano da sociedade, servindo de álibi para sua inclusão no estudo de caso apresentado.
O código QR tem como vantagem a falta de necessidade de se digitar endereços da
web, tarefa não muito fácil em muitos celulares devido às diminutas teclas físicas e virtuais.
Desse modo, basta apenas iniciar o aplicativo de leitura, apontar o celular para o código,
capturar a sua imagem e aguardar que o conteúdo adicional seja exibido no navegador de
internet.
5.1.1 Código QR versus código de barras comum
A diferença mais visível entre as duas tecnologias é a representação gráfica de ambas.
O código de barras é constituído de uma série de faixas escuras e claras intercaladas,
acompanhadas de uma numeração. Essa combinação somente pode ser lida por um scanner
65
65
que possui um emissor de raio infravermelho. O aparelho captura a informação e a envia para
um computador, o qual converte tudo em números e, fundamentado no código e nas
informações registradas em um banco de dados, apresenta informações que podem ser
compreendidas pelos usuários.
Já o Código QR é um código de barras em duas dimensões criado pelos japoneses
(Companhia Denso-Wave) no ano de 1994 como uma evolução do código de barras comum,
inicialmente proposto para o controle da produção de peças automotivas. A Figura 12 mostra
os aspectos visuais das duas aplicações. Estas informações estão disponíveis em
http://www.qrcode.com/en/about/.
Figura 12 - Código bidimensional versus código de barras
Fonte: http://www.androidhyperuser.com/2016/06/codigo-qr-qr-code.html2.
Com o passar dos anos, os celulares incorporaram em suas estruturas a utilização de
aplicativos. Esse fato difundiu rapidamente o emprego do código QR pela facilidade de ser
escaneado, uma vez que depende apenas de um celular com câmera e um aplicativo de celular
instalado (alguns celulares dispensam a instalação de qualquer aplicativo para leitura do
código QR, bastando apenas abrir a câmera e focalizar o código para ser redirecionado ao
conteúdo do mesmo). A Figura 13 mostra uma captura desse código. Estas informações estão
disponíveis em http://www.qrcode.com/en/howto/.
Figura 13 - Esquema mostrando a leitura do código QR
Fonte: Dr. D.V.S.S. Siva Sarma, PhD, Article: Emerging Threat to Mobile Security and
2 Disponível em: < http://www.androidhyperuser.com/2016/06/codigo-qr-qr-code.html>. Acesso em: 15 nov.
2016.
66
66
a Protective System3.
Sua popularização também é consequência da alta capacidade de informações que
consegue armazenar, totalizando a quantidade de 7089 caracteres numéricos. A Tabela 16
mostra a quantidade de caracteres de acordo com o tipo de caractere utilizado.
Tabela 16 - Capacidade de armazenamento do código QR versus tipo de caractere utilizado
Somente Números Máximo 7.089
Alfanumérico Máximo 4.296
Binário (8 bits) Máximo 2.953
Kanji, full-width Máximo 1.817
Fonte: http://www.gs1jp.org/pdf/001.pdf 4.
Dessa forma, o QR que vem da expressão em inglês Quick Response (Resposta
rápida), isto é, são necessários alguns poucos segundos para que sua leitura seja feita, isso em
parte acontece pelos seus mecanismos de precisão de leitura e correção de erros, sendo assim,
mesmo que o código esteja danificado ou a qualidade da câmera não seja boa (VGA, por
exemplo), há grandes possibilidades de restauração das informações, podendo atingir 30%.
5.1.2 Funcionalidades do código QR
No site http://www.qrcode.com/en/codes/ estão disponíveis os tipos de códigos QR e
as aplicações para cada um deles. O próprio nome atribuído a essa tecnologia sugere uma
aplicação abrangente em vários procedimentos cuja rapidez constitui a intenção principal.
Nesse contexto, podem-se destacar as seguintes funcionalidades:
a. Rastreabilidade
Os dados importantes de rastreamento de um produto ou equipamento são
disponibilizados para usuários interessados em tais informações. Este critério hoje é
largamente utilizado pela indústria alimentícia para informar sobre a composição de um de
seus produtos. Abaixo, a Figura 14 traz um exemplo de selo aplicado em produtos da
indústria alimentícia feitos por uma empresa especializada em rastreabilidade chamada Safe
Trace, o qual faz uso do código QR para identificação e acompanhamento dos produtos como
procedimento padrão de sua logística de movimentação de mercadorias.
3 Disponível em: <http://terpconnect.umd.edu/~harshit/qrcode.pdf >. Acesso em: 06 dez. 2016.
4 Disponível em: < http://www.gs1jp.org/pdf/001.pdf >. Acesso em: 12 dez. 2016.
67
67
Figura 14 - Selo de garantia de procedência via código QR
Fonte: www.androidhyperuser.com/2016/06/codigo-qr-qr-code.html5.
b. Localização de endereços
Faz uso do GPS do celular para redirecionar a aplicativos de mapas, como
Foursquare, Waze, entre outros (caso esteja instalado no aparelho), facilitando ao usuário
receber ou compartilhar por e-mail ou ainda em redes sociais determinada localização por
código QR, como endereços de supermercados, farmácias, restaurantes, shoppings, cinema
etc. A Figura 15 mostra uma forma de acesso a um determinado endereço por meio de código
QR utilizando o aplicativo Waze.
Figura 15- Demonstração de compartilhamento de localização por código QR
Fonte: www.androidhyperuser.com/2016/06/codigo-qr-qr-code.html6.
c. Redirecionamento para diversas URLs, acessando diretamente:
Compras, pagamentos e pedidos de produtos e de assistência técnica;
"follow me” no Twitter; Facebook;
5 Disponível em: << http://www.androidhyperuser.com/2016/06/codigo-qr-qr-code.html >. Acesso em: 15 jan.
2017. 6 Disponível em: << http://www.androidhyperuser.com/2016/06/codigo-qr-qr-code.html >. Acesso em: 16 jan.
2017.
68
68
Downloads;
Visualização de trailers de filmes;
URLs.
A Figura 16 retrata a utilização do celular para acessar as informações técnicas do
equipamento, um transformador a seco, por meio do código QR, através do redirecionamento
para o banco de dados, cujas seções estão associadas a códigos previamente gerados e
carregados com o endereço das mesmas pelas suas URLs. No Anexo 10 é apresentada uma
ilustração do acesso aos dados técnicos de um transformador de potência, pertencente a SE
enfermagem.
Figura 16 - acesso aos dados de manutenção por código QR
Fonte: Autoria própria
69
69
6 CONCLUSÕES
Os sistemas elétricos de potência se expandem cada vez mais em nossa sociedade,
assumem configurações que se tornam mais complexas à medida que inovações tecnológicas
surgem, exigindo da sociedade medidas para se enquadrar nos novos padrões de
equipamentos mais robustos e eficazes.
Observar técnicas capazes de maximizar a vida útil de máquinas responsáveis pelo
funcionamento contínuo do sistema elétrico tornou-se o objetivo da gestão da manutenção
contemporânea. Esse cuidado se explica pelas perdas impostas pela falta de uma política de
manutenção planejada, abrangendo prejuízos materiais, e, até mesmo, danos à integridade
física de indivíduos.
As teorias que julgam os modelos mais adequados para as diferentes estirpes de
plantas de distribuição de energia focam na dinâmica dos equipamentos, suas características
construtivas e valor agregado do componente. A manutenção preventiva é, sem dúvida, para o
caso concreto, a filosofia mais adequada para um gerenciamento do sistema elétrico de
potência.
A adoção desta filosofia não exclui procedimentos dedicados à resolução de
problemas intempestivos, pois, embora a manutenção corretiva seja uma ocorrência de
natureza imprevisível, faz-se necessário montar uma estratégia que desencadeie um fluxo
operacional capaz de intervir no menor tempo possível e com custo reduzido durante um
defeito no sistema.
O principal entrave para o desenvolvimento do plano de manutenção foi a organização
de dados técnicos de equipamentos e procedimentos padrões operacionais, constituindo uma
dificuldade adicional a pesquisa de preços de serviços de manutenção em instalações de
distribuição de energia, pois as empresas locais foram muito lentas em repassar consultas de
preços.
O plano de manutenção desenvolvido para o caso concreto teve como pilar principal a
manutenção preventiva e pilares auxiliares os procedimentos requeridos para a
implementação das manutenções corretiva e preditiva, buscando facilitar o acesso às
informações sobre o plano de manutenção. Dessa forma, o plano de manutenção constitui a
ferramenta adequada para uma gestão moderna dos equipamentos e instalações do sistema
elétrico de potência do caso concreto.
70
70
7 SUGESTÃO PARA TRABALHOS FUTUROS
O trabalho da manutenção tem sido facilitado muito pela utilização da ferramenta
computacional. É observada a necessidade de se informatizar processos no sentido de
registrar procedimentos e de se conseguir rapidez no momento de coleta de informações
técnicas, indispensáveis na tomada de decisões de quem gerencia um plano de manutenção.
Os recursos computacionais abordados para utilização no caso concreto, mostra o
quanto um plano de manutenção fica mais abrangente e eficiente quando administrado com
ferramentas que dispõe as informações de seus equipamentos e registra de forma prática todas
as ações que se desdobram para seu gerenciamento.
A ferramenta de acesso a alguns módulos do plano de manutenção via telefonia móvel
foi à inovação proposta neste trabalho. Todavia, há espaço para avanços nesta área, haja vista,
outras funcionalidades não terem sido abrangidas neste contexto, dentre as quais se podem
citar: o cadastro de equipamentos, a visualização de indicadores de manutenção para avaliar e
medir sua eficiência, o preenchimento do relatório de manutenção pelo celular e realização da
inspeção de manutenção também utilizando o celular.
Dessa forma, pode-se afirmar que todo o plano de manutenção acessado e gerido por
telefonia móvel constitui um trabalho futuro a ser sugerido como pesquisa e desenvolvimento.
71
71
REFERÊNCIAS
ABNT, Associação Brasileira de Normas Técnicas. NBR-5419-Proteção de Estruturas Contra
Descargas Atmosféricas. Julho 2015.
ABNT, Associação Brasileira de Normas Técnicas. NBR-5410-Instalações Elétricas em
Baixa Tensão. Rio de Janeiro ABNT, 2001.
ABNT, Associação Brasileira de Normas Técnicas. NBR 14039 - Instalações elétricas de
média tensão de 1,0 kV a 36,2 kV - Dezembro 2003.
ABNT, Associação Brasileira de Normas Técnicas. NBR 5462: confiabilidade e
mantenabilidade. Rio de Janeiro, 1994.
ABRADEE, documento técnico CODI – 1610 - Procedimentos para Manutenção de Redes
Aéreas de Distribuição Energizadas Método ao Contato. 1989.
ALMEIDA, Márcio Tadeu de. Manutenção Preditiva: Confiabilidade e Qualidade. Itajubá:
2000. Disponível em: Acesso em 19 fev. 208.17
ANEEL, Resolução Normativa 669, Regulamenta os Requisitos Mínimos de Manutenção e o
Monitoramento da Manutenção de Instalações de Transmissão de Rede Básica. Julho de 2015.
CÂMARA, J. M. Manutenção elétrica industrial. Natal: DEE/UFRN, 2002.
Creder, Hélio, 19262005 Instalações elétricas / Hélio Creder ; atualização e revisão Luiz Seb
astião Costa. Rio de Janeiro: LTC, 2016.
Cabral, J. S., "Organização e Gestão da Manutenção: Dos Conceitos à Prática", 3rd edition,
LIDEL, 1998.
LUCATELLI, M. V. Estudo de Procedimentos de Manutenção Preventiva de Equipamentos
Eletromédicos. Florianópolis, 1998. Dissertação (Mestrado em Engenharia Elétrica) - Centro
Tecnológico, Universidade Federal de Santa Catarina.
MIRSHAWKA, V. Manutenção Preditiva: caminho para zero defeito. São Paulo: Makron
McGraw-Hill, 1991. 318p.
MOUBRAY, J. Gerenciamento de Manutenção: um novo paradigma. São Paulo: SQL
Systems Brasil Ltda. 1997.
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instalações e Serviços em Eletricidade. 2004.
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Qualitymark, 2001.
TAVARES, Lourival Augusto. Excelência na Manutenção - estratégias, otimização e
gerenciamento. Salvador: Casa da Qualidade Editora Ltda., 1996.
72
72
XENOS, Harilaus G. Gerenciando a Manutenção Produtiva, Belo Horizonte: editora EDG,
1998.
YOKOTA, S. QR code overview & progress of QR code applications. [S.l.]: GS1 Japan, [20--
?]. Disponível em: <http://www.gs1jp.org/pdf/001.pdf>. Acesso em: 08 nov. 2016.
Silva, Marcelo Freitas da Eletricidade / Marcelo Freitas da Silva. – Santa Maria: Universidade
Federal de Santa Maria, Colégio Técnico Industrial de Santa Maria: Rede e-Tec Brasil, 2015.
73
73
ANEXO 1 – Acesso ao plano de manutenção do SIGEMAN-ELÉTRICA
Fonte: autoria própria
74
ANEXO 2 - Tabela de sobressalentes – SE 69 kV
ESPECIFICAÇÃO UN QTD
Relé de Proteção de Linha – Siemens – Modelo Argus 7SR2203 - 7SR220x-
2xAxx-0CA0 un 01
Relé de Proteção de Transformador – Siemens – Modelo 7SR2423 - 7SR242x-
2xAx2-0CA0 un 01
Relé de proteção de Alimentador – Siemens – Modelo 7SR1206-2xA12-xDA0 un 02
Multimedidor de Energia – Siemens – Modelo PAC3200 un 01
Relé de proteção 125 Vcc – Siemens – Modelo 7PA27 un 02
Relé Auxiliar 125 Vcc – Schneider – Modelo RUMC3AB2GD un 04
Relé Biestável 125 Vcc – Siemens – Modelo 7PA22 un 01
Lâmpada de sinalização 125 Vcc Verde un 12
Lâmpada de sinalização 125 Vcc Vermelho un 12
Lâmpada de sinalização 125 Vcc branca/amarela un 06
Protetor de Surto monofásico 220 V ca – Schneider / Clamper un 05
Mini disjuntor bipolar 10A un 10
Mini disjuntor bipolar 16A un 10
Mini disjuntor bipolar 20A un 10
Terminal Server 4 portas – Advantech – Modelo EKI-1524-BE un 01
Conversor CC/CC – 125 Vcc/24 Vcc 20A – Powerbras/Similar un 01
Conversor CC/CC – 125 Vcc/48 Vcc 10A – Powerbras/Similar un 01
Switch Gerenciavel 48 Vcc/ 100-240Vca 24portas+04SFP – Planet/Cisco un 01
Cabo de fibra ótica multimodo ST/ST 25 metros un 02
Relé de Falta de fase 380Vca – Schneider/WEG un 02
Relé de sobre tensão 380Vca – Schneider/WEG un 02
Computador/IHM de Painel 15“, touck screnn, PPC-5190AD-G41-E15/R/1G/R10
i3 – iEi Technology
un 01
Modulo de entradas digitais UTR SICAM TM1703-DI-6103 - Siemens un 01
Modulo de saídas digitais UTR SICAM TM1703-D0-6212 - Siemens un 01
75
Módulo Fonte de alimentação 24Vcc UTR SICAM TM1703-PS - Siemens un 01
Módulo CPU UTR SICAM TM1703-ACP-CP-6014 - Siemens un 01
Chave Trip/Close de Transferência com retorno automático ao centro, 2 polos,
20A - CA10B-A215.600-E-G211 – Kraus&Naimer
un 03
Software Tollbox da UTR SICAM – Siemens – 01 de licença de configuração un 01
Transformador Potencial 69 kV Classe Isolação 72,5 kV
Os TPs devem ter as seguintes características:
un 01
Transformador corrente 69 kV classe isolação 72,5 kV
Os TCs devem ter as seguintes características:
a) Possuir isolação da classe de temperatura de 105°C (classe A), ou superior;
b) Possuir polaridade subtrativa;
c) Classe de exatidão 0,3 - Poderão ser especificadas classes de exatidão 0,3 a
partir de 2% da corrente nominal até o limite do fator térmico, Neste caso, tal
especificação constará do pedido.
d) Os enrolamentos devem ser executados com condutores de cobre de alta
condutibilidade elétrica;
e) Ter óleo mineral naftênico como meio isolante.
un 01
Terminal tipo T para cabo de alumínio 336 MCM
un 01
76
ANEXO 3 - Tabela de sobressalentes - distribuição 13,8 kV (redes de distribuição – religadores,
chaves e subestações abrigadas)
ESPECIFICAÇÃO UN QTD
Cubículos de Controle para Religador/Chave smMART P500-PT ou
similar moderno compatível, completo – Arteche
un 05
Solenoide/Atuador magnético de abertura/fechamento de Religador –
Arteche
un 05
Motor de abertura/fechamento de Chave – Arteche un 05
Terminal Server 01 porta – Advantech – (ver modelo com
FORNECEDOR)
un 03
Access Point Religador - (ver modelo com FORNECEDOR) un 03
Bateria tipo nobreak selada 12Ah 12V un 30
Protetor de Surto monofásico 220 V ca – Schneider / Clamper un 10
Mini disjuntor bipolar 10A un 20
Isolador de pino polimérico 35 kV com pino reto un 150
Isolador de suspensão polimérico 35 kV un 60
Alça pré-formada de cobre para cabo 50 mm2 un 60
Alça pré-formada de cobre para cabo 70 mm2 un 60
Manilha sapatilha em aço galvanizado un 60
Olhal em aço galvanizado com rasgo 16 mm D un 60
Porca de olhal em aço galvanizado rosca 16mm un 30
Parafuso de máquina 500 mm com porca quadrada un 30
Parafuso de máquina 450 mm com porca quadrada un 60
Parafuso de máquina 400 mm com porca quadrada un 90
Parafuso de máquina 350 mm com porca quadrada un 120
Parafuso de máquina 300 mm com porca quadrada un 150
Parafuso de máquina 250 mm com porca quadrada un 200
Arruela quadrada 5x5x1 mm com furo de 16 mm em aço galvanizado un 500
Haste de aterramento 2,4x5/8” aço cobreado com conector reforçado un 50
77
Conector tipo cunha de cobre 50/50 mm2
un 60
Conector tipo cunha de cobre 70/50 mm2 un 30
Conector tipo cunha de cobre 70/70 mm2 un 60
Chapa “L” com rasgo de 16 mm em aço galvanizado para estai de poste un 10
Laje para estai de âncora com furo central de 16 mm un 05
Haste de âncora 2,70 com olhal numa extremidade e rosca 16 mm com
porca na outra un 05
Cabo de aço duro para estai 9,5 mm ou 3/8” m 100
Cabo de aço duro para estai 6 mm ou 1/4” m 100
Alça pré-formada para cabo de aço 9,5 mm un 15
Alça pré-formada para cabo de aço 6 mm un 15
Chave fusível, 100 A, 35 kV, NBI 95 kV un 60
Para raios de distribuição 12 kV, 10 kA un 120
Cabo de cobre nu 35 mm2
meio duro m 300
Terminal tipo T para cabo de alumínio até 336 MCM un 15
Disjuntor tripolar a pequeno volume de óleo, marca Beghim, Série Soprarc
15C, 17,5 kV, 50/60 Hz, manual/motorizado, capacidade de interrupção de
350 MVA, bobina de abertura e fechamento em 220V-
un
05
Chaves seccionadoras trifásicas de 35 KV, 400A para abertura sem carga,
inclusive mecanismo de manobra.
un 08
Isoladores de porcelana tipo pedestal para 35 kV un 18
78
ANEXO 4 - Relação de serviços/custo com linha viva 69/13,8 KV
ESPECIFICAÇÃO UN QTD VALOR
Desmatamento: abertura de faixa ha 50 1.293,62
Desmatamento: corte de árvore un 30 31,29
Desmatamento: podação de árvore un 300 15,82
Poste de BT un 60 120,36
Poste de BT un 30 84,25
Poste de MT un 40 218,19
Poste de MT un 10 152,76
Embasamento m3 240 516,17
Cruzeta de concreto un 110 37,63
Cruzeta de concreto un 45 37,63
Suporte p/ Fix./amarr.cabos multiplex BT un 40 19,72
Suporte p/ Fix./amarr.cabos multiplex BT un 10 9,90
Isolador roldana un 50 7,52
Isolador roldana un 50 7,52
Isol. pino/disco/pino/ferragens un 200 12,19
Isol. pino/disco/pino/ferragens un 160 12,19
Lanç. niv. Condutores kg 1500 3,75
Lanç. niv. Condutores kg 250 1,52
Lançam./Nivel. cabo multiplex 2x25mm2 m 5800 0,45
Retirada cabo multiplex 2x25mm2 m 600 0,22
Lançam./Nivel. cabo multiplex 4x35mm2 m 7500 0,81
Retirada cabo multiplex 4x35mm2 m 1500 0,45
Lançam./Nivel. cabo multiplex 4x70mm2 m 1900 1,99
Retirada cabo multiplex 4x70mm2 m 400 0,97
Lançam./Nivel.cabo multiplex 3x120(70)mm m 600 3,34
Retirada cabo multiplex 3x120(70)mm m 0 1,69
Âncora inc. escavação un 10 49,18
Âncora inc. escavação un 0 49,18
Estai de poste ou contra-poste un 10 40,96
Estai de poste ou contra-poste un 0 18,80
Aterramento de linha / equipamentos un 200 32,77
Aterramento de linha / equipamentos un 50 15,47
Transformador un 40 188,10
Transformador un 40 146,72
Chave monopolar un 150 45,15
Chave monopolar un 150 16,93
Pára-raios un 120 45,15
Pára-raios un 120 15,07
Chave a óleo ou seccionalizador un 30 112,88
Chave a óleo ou seccionalizador un 30 86,52
luminária c/braço ornamental un 800 57,37
luminária c/braço ornamental un 800 26,77
Subst.Lampada em lum. Tipo pétala un 600 16,24
Banco de capacitor un 20 56,43
Banco de capacitor un 20 37,63
79
Numeração de poste un 1200 16,40
Aterramento e isolamento de cerca un 300 8,19
Aterramento e isolamento de cerca un 50 4,14
Conserto de calçada un 140 41,40
Aprumar poste un 30 40,96
Renivelar cruzeta un 40 21,54
Renivelar condutores kg 3000 1,52
Estrutura p/ religador un 30 677,13
Estrutura p/ religador un 30 319,77
Estrutura tipo E1/E1b/RS01 un 60 105,33
Estrutura tipo E1/E1b/RS01 un 30 56,43
Estrutura tipo E2/E2b/R2/E5/E5b/R5 un 50 165,53
Estrutura tipo E2/E2b/R2/E5/E5b/R5 un 20 105,33
Estrutura tipo E3/E4/E6 un 40 199,39
Estrutura tipo E3/E4/E6 un 10 124,13
Estrutura para transformador/capacitor un 30 406,25
Estrutura para transformador/capacitor un 15 263,34
Estrutura p/ ch. óleo/sec un 30 590,62
Estrutura p/ ch. óleo/sec un 30 297,21
Defensa de concreto tipo 1 un 30 2.772,49
Defensa de concreto tipo 2 un 40 2.341,24
Defensa de concreto tipo 3 un 15 3.168,02
Defensa de concreto tipo 4 un 10 4.103,06
Difícil acesso: imp. Poste/equipamentos un 10 112,88
Difícil acesso: imp. Poste/equipamentos un 10 112,88
Difícil acesso: lanç. niv. de cabos kg 500 1,86
Difícil acesso: lanç. niv. de cabos kg 500 1,86
Religação de ramal de serviço un 80 37,25
Armação secundária un 30 24,45
Armação secundária un 30 24,45
Renivelar armação de BT un 20 15,43
Subst. de mão francesa un 20 16,76
Substituição de componente de estai un 10 26,32
Substituição de conecção jumpes un 80 10,05
Susbst.de aterramento de equipamentos un 60 24,56
Reator, base, ignitor ou capacitor un 1000 16,76
Reator, base, ignitor ou capacitor un 1000 10,01
Aprumar braço de luminária un 40 8,38
Subst.Lampada em lum. Fechada un 1000 8,14
Relé, lamp. Lum aberta ou vidro de lum. un 600 5,57
Braço reto de luminária un 50 43,55
Braço reto de luminária un 50 23,45
Braço médio/longo de luminária un 450 60,26
Braço médio/longo de luminária un 200 30,15
Luminária em braço médio/longo un 450 77,00
Luminária em braço médio/longo un 200 38,53
Conector ou alça un 180 9,37
Conector ou alça un 180 5,62
80
Emenda de condutores un 100 15,65
Emenda de condutores un 20 15,65
Chave magnética un 120 18,80
Chave magnética un 120 18,80
Padrão de entrada em pontalete un 15 70,85
Padrão de entrada em mureta un 30 58,10
Refazer fixação de isolador un 60 3,75
Subst. de cabo em saída de transformador un 90 21,54
Reposição de porta fusível un 250 6,77
Subst. de cabos/ferragens em chaves un 150 18,80
Regulagem de chaves un 150 9,37
Subst. de comando de ch. Óleo un 30 67,72
Verificar TAP de transformador un 200 6,77
Mudar TAP de transformador un 200 12,04
Operação de chaves ou GLV un 60 9,06
Subst. de fio de luminária un 400 12,19
Subst. de eletroducto Un 120 11,83
Caixa de passagem 50x50x50 un 70 112,88
Subst. de fios em eletroduto m 3500 6,77
Cobertura isolante m 500 4,48
Inspeção em estrutura un 450 6,77
Cx. de proteção secundária un 10 26,32
Cx. de proteção secundária un 10 26,32
Retirada de objeto estranho da rede de B vão 45 15,07
Retirada de objeto estranho da rede de M vão 30 32,75
Inst. de proteção secundária un 5 84,78
Inst. de proteção secundária un 5 37,63
Desmatamento: podação de árvore -L. Viva un 350 116,59
Poste MT - (L. Viva) un 35 545,46
Poste MT - (L. Viva) un 35 278,41
Cruzeta de concreto - (L. Viva) un 60 297,21
Cruzeta de concreto - (L. Viva) un 60 297,21
Isol. Pino/disco/pino/ferragens - L.Viva un 300 56,43
Isol. Pino/disco/pino/ferragens -L. Viva un 300 56,43
Lanç. Niv. Condutores - (L. Viva) kg 950 7,52
Lanç. Niv. Condutores - (L. Viva) kg 950 3,02
Aterramento de linha/equipamentos L Viva un 40 176,81
Aterramento de linha/equipamentos L Viva un 40 86,52
Chave monopolar - (L. Viva) un 33 304,73
Chave monopolar - (L. Viva) un 33 155,37
Pára-raios - (L. Viva) un 166 176,81
Pára-raios - (L. Viva) un 166 90,25
Chave a óleo ou seccionalizador - L Viva un 8 789,99
Chave a óleo ou seccionalizador - L Viva un 8 789,99
Banco de capacitor - (L. Viva) un 30 413,79
Banco de capacitor - (L. Viva) un 30 413,79
Aprumar poste - (L. Viva) un 30 376,16
Renivelar cruzetas - (L. Viva) un 15 120,36
81
Renivelar condutores - (L. Viva) kg 950 3,02
Estrutura tipo E1/E1b/R1 - (L. Viva) un 33 590,62
Estrutura tipo E1/E1b/R1 - (L. Viva) un 33 413,79
Estrutura tp E2/E2b/R2/E5/E5b/R5 L Viva un 12 884,03
Estrutura tp E2/E2b/R2/E5/E5b/R5 L. Viva un 12 647,05
Estrutura tipo E3/E4/E6 - (L. Viva) un 6 1.000,64
Estrutura tipo E3/E4/E6 - (L. Viva) un 6 752,36
Estrutura para transformador/capacitor - L. Viva un 5 1.316,70
Estrutura para transformador/capacitor - L. Viva un 5 978,09
Estrutura p/ ch. Óleo/sec - (L. Viva) un 11 1.478,44
Estrutura p/ ch. Óleo/sec - (L. Viva) un 11 1.060,82
Estrutura p/ religador - (L. Viva) un 12 1.914,80
Estrutura p/ religador - (L. Viva) un 12 1.305,37
Reposição de porta fusível - (L. Viva) un 50 63,95
Subst. cabos/ferragens em chaves -L Viva un 66 62,07
Subst. cabos/ferragens em chaves -L Viva un 66 62,07
Regulagem de chaves - (L. Viva) un 120 75,27
Subst. de comando de ch. Óleo - L. Viva un 15 176,81
Inspeção em estrutura - (L. Viva) un 45 32,75
Substituição de Mão Francesa - (L. Viva) un 5 97,83
Substituição de Aterram de Equip -L Viva un 45 56,43
Conector ou Alça - (L. Viva) un 215 90,25
Conector ou Alça - (L. Viva) un 215 90,25
Emenda de Condutores - (L. Viva) un 30 176,81
Emenda de Condutores - (L. Viva) un 30 176,81
Refazer fixação de Isolador - (L. Viva) un 60 86,52
Plantão semanal un 50 1.128,52
Adicional de serviço de emergência un 30 1,87
Homem-hora (plantão) un 15000 24,54
Chave ou religador telecomandado un 20 164,38
Chave ou religador telecomandado un 20 98,62
Controle p/ chave ou religador telecom. un 12 46,03
Controle p/ chave ou religador telecom. un 12 23,00
Chave ou religador telecomandado (L.viva) un 12 328,75
Chave ou religador telecomandado (L.viva) un 12 147,94
TP para chave ou relig telecomandado un 12 131,52
TP para chave ou relig telecomandado un 12 65,77
TP p/chave ou religador telecom.(L.viva) un 12 266,30
TP p/chave ou religador telecom.(L.viva) un 12 134,78
Construção de mureta trifásica un 30 226,96
Lanç. e nível. de cabo coberto AL 185 mm2 m 1300 3,13
Lanç. e nível. de cabo coberto AL 185 mm2 m 1300 1,61
Lanç. e nível. de cabo coberto AL 70 mm2 m 1000 2,02
Lanç. e nível. de cabo coberto AL 70 mm2 m 1000 1,11
Instalar estrutura AT - braço C un 80 42,41
Instalar estrutura AT - braço C un 80 25,61
Instalar estrutura AT - braço L un 60 26,68
Instalar estrutura AT - braço L un 60 16,10
82
Instalar estr. at -braço l e antibalanço un 50 33,73
Instalar estr. at -braço l e antibalanço un 50 20,32
Instalar espaçador em rede compactada un 250 60,50
Lubrific.comando elet. disjuntor 15KV HH 5 52,79
Lubrific.comando elet. disjuntor 15KV HH 5 105,55
Manutenção corretiva disjuntor 69KV HH 5 649,58
Manutenção corretiva disjuntor 15KV HH 5 649,58
Manutenção prev. em iluminação se ( HxH) HH 500 52,79
Retirada de vazam.em tc/tp de 15 a 69KV HH 5 211,12
Retirada vazamento disjuntor 15 à 69KV HH 5 422,24
Retir. vazam. transformador de potência até 10MVA HH 12 422,24
Subst/retirada ventilador transformador de potência HH 10 105,55
Subst. célula capacitiva de 50 a 300 KVAR HH 20 105,55
Substit.1 elo fusível em b.c.até 3,6 MVAR HH 20 52,79
Substit. de sílica gel em transformador de potência até
10 MVA HH 20 52,79
Substit. de TC ou TP 15KV HH 30 105,55
Fonte: Autoria própria
83
ANEXO 5 - Procedimentos operacionais para serviços de manutenção com linha viva, método ao contato -
procedimentos gerais.
DESENVOLVIMENTO RISCO CONTROLE DE RISCO
ITEM: 1
PASSO: Planejar
COMPETÊNCIA: Encarregado
Ao tomar conhecimento da ordem de serviço,
o encarregado deverá:
- Verificar se o veículo, equipamento e
ferramentas disponíveis estão em boas
condições de uso;
- Consultar mapas e guias, se necessário, e/ou
ter em mãos o croqui de localização;
- Consultar o COD (Centro de Operação de
distribuição) o número do alimentador,
corrente aproximada, bitola dos condutores,
classe de tensão e existência de religamento
automático na proteção do circuito a ser
trabalhado;
- Ir ao local da tarefa, se necessário, e avaliar
as condições físicas do poste e estruturas, as
condições de acesso, possíveis empecilhos
(árvores, vespeiros, etc.), recursos
necessários, pontos importantes;
- Dimensionar o pessoal para as tarefas em
número e nível de treinamento;
- Verificar se os elementos disponíveis estão
em perfeitas condições físicas e emocionais;
- Instruir o pessoal para a tarefa.
-Deixar de considerar pontos importantes da
tarefa;
-Material incompleto ou inadequado;
-Pessoal insuficiente;
-Passar despercebidas as condições físicas ou
emocionais dos eletricistas;
-Comunicação deficiente das atribuições
adicionais individuais aos eletricistas sobre a
execução de tarefas.
- Tomar conhecimento do tipo de tarefa, local,
roteiro, acesso, número do alimentador, bitola
do condutor, corrente aproximada do
alimentador, existência do dispositivo de
religamento automático no religador, data para
execução e condições climáticas.
- Verificar se o material, ferramentas e
equipamentos estão completos e em condições
de uso conforme necessidade da tarefa;
- Verificar se a equipe está bem dimensionada;
- Verificar se todos os componentes estão
física e emocionalmente capacitados;
- Certificar-se através de perguntas, do
perfeito entendimento de cada um, na
participação da tarefa.
84
ITEM: 2
PASSO: Testar as luvas e inspecionar as mangas.
COMPETÊNCIA: Eletricista
- As luvas deverão ser testadas diariamente,
antes de a turma sair para o serviço, com
auxilio do inflador de luvas e visualmente,
antes do inicio de cada tarefa, verificando-se
furos e rachaduras;
- As mangas também deverão ser
inspecionadas visualmente.
- Sem risco.
ITEM: 4
PASSO: Deslocar-se para o local da tarefa.
COMPETÊNCIA: Eletricista e motorista.
- Dirigir o veículo cumprindo as normas de
trânsito e de direção defensiva;
- Escolher o melhor trajeto possível.
-Abalroamento e atropelamento;
-Acidente com elemento da equipe;
- Deslocamento de ferramentas e materiais.
- Dirigir conforme as leis de trânsito e
princípios de direção defensiva. Somente usar
veículo com freios, faróis, buzina, sistema de
sinalização, retrovisores, limpadores de pára-
brisa, pneus e partes mecânicas em perfeitas
condições de uso;
- Viajar sempre na cabine e fazer uso do cinto
de segurança. Não colocar qualquer parte do
corpo para fora do veículo. Somente usar
veículos com bancos, cintos de segurança e
portas em perfeitas condições de uso;
-Transportar materiais e ferramentas
devidamente acondicionados.
85
ITEM: 5
PASSO: Retirar religamento automático (RA).
COMPETÊNCIA: Encarregado, Eletricista e COD.
- Antes de iniciar qualquer tarefa, deverá ser
retirado de serviço o dispositivo de
religamento automático do religador ou
disjuntor que protege o alimentador;
- No caso de religadores instalados ao longo
da rede entre a subestação e o local de tarefa
antes de retirar o RA de serviço, deverá ser
feito um contato com o COD.
- Operação do equipamento indevido;
- Operação indesejável do equipamento por
terceiros,
- Queda do eletricista quando o religador
estiver instalado no poste;
- Choque elétrico.
- Certificar-se de que o equipamento operado
pertence realmente ao alimentador onde será
executada a tarefa;
- Colocar a placa de avisos: “NÃO OPERE
ESTE EQUIPAMENTO”
- Ver os controles de risco apresentados na
instrução de uso de escadas manuais ou
esporas para postes;
- Usar luvas de proteção e vara de manobra
adequada à tensão de trabalho.
ITEM: 6
PASSO: Posicionar o(s) veículo(s).
COMPETÊNCIA: Encarregado, Eletricista e motorista.
- Posicionar o veículo para execução da
tarefa.
- Deverá haver orientação durante a manobra.
- Abalroamento;
- Atropelamento;
-Movimentação indesejada de veículo.
- Ao manobrar, um elemento da turma deverá
orientar o motorista, principalmente de veículo
pesado. Observar veículos estacionados,
árvores, postes, etc.;
- Observar existência de transeuntes na área de
serviço;
- Deixar o(s) veículo(s) com freio de mão
puxado, acionar o tranca-freios, se houver, e
colocar calços padrão nas rodas traseiras;
- Em ladeiras, estacionar abaixo do local do
serviço, direcionando a roda dianteira para o
meio-fio.
86
ITEM: 7
PASSO: Observar as condições metereológicas.
COMPETÊNCIA: Encarregado
Na execução de qualquer tarefa, deverão ser
observadas as condições metereológicas e
tomadas as seguintes providências:
- Com tempo bom, a tarefa poderá ser
iniciada e terminada;
- Com tempestade, chuva ou neblina densa, a
tarefa não deve ser iniciada e as operações
em andamento deverão ser interrompidas ou
suspensas;
- Com ventos, verificar se a situação permite
a execução ou continuidade da tarefa.
- Sem risco.
ITEM: 8
PASSO: Sinalizar e isolar a área de trabalho.
COMPETÊNCIA: Eletricistas
- Antes de iniciar a tarefa, a área de trabalho,
abrangendo o veículo, deverá ser isolada
através de cones de sinalização, cordas,
bandeirolas e cavaletes, conforme normas da
Concessionária, observando-se a segurança
do pedestre. Em certos casos, haverá
necessidade de interdição do trecho da rua
onde se realiza a tarefa;
- Tomar cuidado para, ao isolar a área de
trabalho, não fazer com que os pedestres
tenham que caminhar pela pista de rolamento
sem a devida proteção e sinalização;
- Quando necessário, utilizar lona e/ou
cavalete para bastões, para acomodar
materiais no solo.
-Queda do eletricista ao subir ou descer do
veículo;
-Tropeções e arranhões;
- Atropelamento quando do deslocamento e
instalação de equipamento de sinalização;
- Ferimento nas mãos e pés ao manusear os
equipamentos de sinalização;
- Atropelamento de pedestres.
- Somente subir ou descer do veículo para
retirar os equipamentos de sinalização, estando
com as mãos livres, pelo local próprio, sem
pular;
- Sempre que possível fazer o
descarregamento com somente um eletricista
em cima da carroceria, que passará os
equipamentos para o outro no solo;
- O eletricista no solo, deve se posicionar no
passeio ou na parte traseira próxima ao passeio
para receber os equipamentos de sinalização.
Manter o pisca-alerta ligado até completar a
sinalização e o isolamento da área. Observar o
fluxo de veículos;
- Usar luvas de vaqueta e calçados para
eletricista;
- Fazer passarela para pedestres.
87
ITEM: 9
PASSO: Programar a execução da tarefa no local.
COMPETÊNCIA: Encarregado
- A programação deverá ser completada no
local com participação de todos os elementos
da equipe, procurando-se a melhor seqüência
e a melhor maneira para execução.
- Falha na programação.
- Solicitar a participação dos componentes da
equipe na programação para execução da
tarefa.
ITEM: 10
PASSO: Distribuir as tarefas.
COMPETÊNCIA: Encarregado
- As tarefas deverão ser distribuídas e
instruídas individualmente e o encarregado
deverá certificar-se, através de perguntas
objetivas, do perfeito entendimento de cada
uma e de sua incumbência.
- Sem risco.
ITEM: 11
Serviços com Cestas Aéreas
PASSO: Testar o funcionamento do equipamento do veículo.
COMPETÊNCIA: Eletricista
- Antes de operar o equipamento, o eletricista
deverá certificar-se de que as sapatas estão
firmemente apoiadas sobre os calços de
madeira, no solo e se as correias que
prendem os braços foram retiradas;
- Verificar possíveis vazamentos de óleo e se
foi feito o aterramento do veículo. Efetuar as
manobras experimentais a fim de restar o
perfeito funcionamento do equipamento.
Somente operar se estiver plenamente
habilitado para tal.
- Desequilíbrio do veículo;
-Operar o equipamento sem que o mesmo
esteja liberado;
-Ruptura de conexões com perda de óleo.
- Alinhar adequadamente os calços de tal
forma que as sapatas se apoiem inteiramente
sobre estes;
- Retirar as correias de fixação dos braços do
equipamento;
- Se houver vazamento de óleo, não operar o
equipamento e comunicar a ocorrência ao
encarregado da equipe.
88
ITEM: 12
PASSO: Instalar as coberturas de proteção – Cestas Aéreas.
COMPETÊNCIA: Eletricista
- As coberturas de proteção devem ser
instaladas ao contato em todos os pontos da
estrutura que ofereçam proximidade com a
área de serviço, começando pela rede
secundária, ramais e estais. A seguir, instala-
se a corda de serviço e sequencialmente faz-
se a cobertura da rede primária.
- Rompimento do condutor;
- Queda da corda de serviço;
- Queda das coberturas de proteção.
- Inspecionar os condutores ao longo dos vãos
adjacentes, principalmente nos pontos de
conexão;
- Verificar se o gancho da corda de serviço
está bem firme;
- Içar as coberturas de proteção somente pela
corda de serviço.
ITEM: 13
PASSO: Retirar as coberturas de proteção.
COMPETÊNCIA: Eletricista
- Após a realização da tarefa, a retirada das
coberturas de proteção deverá ser processada
dentro do mesmo modo como foram
colocadas, e sempre na ordem inversa e de
colocação.
- Igual ao do item 12. - Igual ao do item 12.
ITEM: 14
PASSO: Recolher o material, ferramentas e equipamentos.
COMPETÊNCIA: Eletricistas
- Recolher o material, ferramentas,
equipamentos e sucatas, se houver, no
veículo.
- Queda do eletricista do veículo;
- Distensão muscular;
- Ferimento nas mãos ou nos pés;
- Queda de materiais, ferramentas e
equipamentos.
- Subir ou descer do veículo com as mãos
livres pelo local apropriado, sem pular;
- Sempre que possível, fazer o carregamento
com somente um eletricista na carroceria,
recebendo os materiais dos companheiros no
solo;
- Solicitar ajuda para carregar;
- Usar luvas de vaqueta e calçados para
eletricista;
- Segurar e entregar os materiais, ferramentas
e equipamentos com firmeza. Avaliar as
condições físicas das embalagens e suportes.
89
ITEM: 15
PASSO: Recolocar o religamento automático (RA) em serviço.
COMPETÊNCIA: Encarregado, Eletricistas e COD.
- Após o término do serviço, deverá ser feita
vistoria final e em seguida recolocar o RA
em serviço ou solicitá-lo a quem de direito.
- Operação do equipamento indevido;
- Choque elétrico;
-Queda do eletricista quando o religador
estiver instalado em poste.
- Retirar a placa de aviso “NÃO OPERE
ESTE EQUIPAMENTO”. O RA deverá ser
colocado em serviço preferencialmente pela
pessoa que o retirou;
- Usar luvas de proteção e bastão de manobra
adequado;
- Ver os controles de risco apresentados na
instrução de uso de escada manuais ou esporas
para poste.
ITEM: 16
PASSO: Avaliar o trabalho de equipe.
COMPETÊNCIA: Encarregado
- Verificar o comprimento de todo o
planejamento.
- Ouvir os eletricistas sobre a participação de
cada um dos aspectos de tempo, segurança e
qualidade do serviço. Verificar se a previsão
de materiais foi satisfatória. Anotar os pontos
importantes para aprimoramento dos
próximos planejamentos.
- Sem risco
90
TAREFA: SUBSTITUIÇÃO DE ISOLADOR DE PINO – COM CESTA AÉREA
DESENVOLVIMENTO RISCO CONTROLE DE RISCO
ITEM: 1 A 12
PASSO: Iguais ao dos itens 01 a 12 dos Procedimentos Gerais.
COMPETÊNCIA: Idem
- Iguais ao dos itens 01 a 12 dos
Procedimentos Gerais.
- Iguais ao dos itens 01 a 12 dos
Procedimentos Gerais.
ITEM: 13
PASSO: Retirar o isolador defeituoso.
COMPETÊNCIA: Eletricista
- Desfazer a amarração do condutor no isolador
e apoiar o mesmo, protegido por uma cobertura
de condutor, sobre a cobertura rígida para
cruzeta.
-Choque elétrico e/ou curto-circuito;
-Ferimento nas mãos;
- Queda de isolador.
- Verificar se as coberturas estão cobrindo
convenientemente as partes energizadas ou
sujeitas à energização;
- Retirar o isolador com muito cuidado a fim
de evitar a quebra do isolador e
consequentemente corte das luvas ou mão do
eletricista;
- Descer o isolador pela corda de serviço,
acondicionado no balde de lona.
ITEM: 14
PASSO: Instalar o novo isolador de pino.
COMPETÊNCIA: Eletricista
- Colocar o isolador no pino existente.
- Colocar o condutor novamente sobre o
isolador, afastar a cobertura do condutor e
efetuar a amarração.
- Queda do isolador;
- Curto circuito;
- Içar o isolador com a amarração, através da
corda de serviço, acondicionado no balde de
lona;
- Rever o correto posicionamento das
coberturas na área de serviço.
ITEM: 15 A 18
PASSO: Iguais ao dos itens 14 a 17 dos Procedimentos Gerais.
COMPETÊNCIA: Idem
- Iguais aos dos itens 14 a 17 dos
procedimentos gerais.
- Igual ao dos itens 14 a 17
Dos procedimentos gerais.
Fonte: Autoria própria
91
ANEXO 6 - Tela de movimento de transformadores e equipamentos
Fonte: Autoria própria
92
ANEXO 7 - Relatório de inspeção de subestação abrigada 13,8 kV
Fonte: Autoria própria.
93
ANEXO 8 – Programação anual de manutenção preventiva para subestações 13,8 kV
Fonte: Autoria própria
94
ANEXO 9 – Programação anual de manutenção preventiva para GMGs
Fonte: Autoria própria
95
ANEXO 10 – Exemplo de acesso aos dados técnicos de equipamentos
Fonte: Autoria própria
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